1. теоретическая часть
Download 1,66 Mb.
|
|
ВВЕДЕНИЕ Данная тема является актуальной, так как в системах электроснабжения промышленных предприятий главные понизительные и цеховые подстанции используют для преобразования и распределения электроэнергии, получаемой обычно от энергосистем. На всех подстанциях для изменения напряжения переменного тока служат силовые трансформаторы различного конструктивного исполнения, выпускаемые в широком диапазоне номинальных мощностей и напряжений. Трансформатором называется статическое электромагнитное устройство, имеющее две или болеe индуктивно связанных обмоток и предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем переменного тока в одну или несколько других систем переменного тока. Выбор трансформатора заключается в определении их требуемого числа, типа, номинальных напряжений и мощности, а также группы и схемы соединения обмоток. Особо важными задачами являются повышение качества трансформаторов, использование прогрессивной технологии их производства, экономия материалов при их изготовлении и возможно низкие потери энергии при их работе в сети. Экономия материалов и снижение потерь особенно важны в распределительных трансформаторах, в которых расходуется значительная часть материалов и возникает существенная часть потерь энергии всего трансформаторного парка. Целью данной работы является необходимость описать силовые и отдельно масляные трансформаторы промышленных предприятий, а также дать подробную характеристику трансформатору ТРДН – 25000/110, а также ознакомиться с основными требованиями при эксплуатации трансформаторов. 1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Силовые трансформаторы. Основные определения и обозначения Трансформаторы предназначены для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем переменного тока в одну или несколько других систем переменного тока. Различают двух-, трех- и многообмоточные трансформаторы, имеющие соответственно две, три и более гальванически не связанные обмотки. Передача энергии из первичной цепи трансформатора во вторичную происходит посредством магнитного поля. Различают силовые трансформаторы общего назначения, предназначенные для включения в сети, не отличающиеся особыми условиями работы, или для непосредственного питания совокупности приемников электрической энергии, не отличающихся особыми условиями работы, характером нагрузки или режимом работы. Силовые трансформаторы специального назначения, предназначены для непосредственного питания сетей и приемников электроэнергии, если эти сети и приемники отличаются особыми условиями работы, характером нагрузки или режимом работы. К числу таких сетей и приемников электроэнергии относятся, например, подземные рудничные и шахтные сети и установки, выпрямительные установки, электрические печи и т. п. Номинальной мощностью двухобмоточного трансформатора является номинальная мощность каждой из его обмоток, в трехобмоточном трансформаторе — наибольшая из номинальных мощностей трех его обмоток. За номинальное напряжение обмотки принимается напряжение между соответствующими зажимами, связанными с данной обмоткой при холостом ходе трансформатора. По исполнению трансформаторы могут быть трехфазными и однофазными. В трехфазном трансформаторе под обмоткой обычно понимают совокупность соединенных между собой обмоток одного напряжения разных фаз. В двухобмоточном трансформаторе различают обмотку ВН, присоединяемую к сети высокого напряжения, и обмотку НН, присоединяемую к сети низкого напряжения. Обмотку трансформатора, к которой подводится электрическая энергия, называют первичной, а обмотку, от которой энергия отводится, – вторичной. В трехобмоточном трансформаторе различают обмотки ВН, СН и НН. По виду охлаждающей среды различают сухие и масляные трансформаторы. Трансформаторы с естественным воздушным охлаждением (сухие трансформаторы) обычно не имеют специальной системы охлаждения. В масляных трансформаторах в систему охлаждения входят: бак трансформатора, заливаемый маслом, для мощных трансформаторов – охладители, вентиляторы, масляные насосы, теплообменники и т. д. 1.1.1 Принцип работы Переменный ток через обмотку производит постоянно меняющийся поток или переменные потоки, окружающие обмотку. Этот поток постоянно меняется в амплитуде и направлении, но должно быть изменение потокосцепления согласно функции обмоток. По закону Фарадея электромагнитной индукции, ЭДС должно индуцироваться в секунду. Если цепь последней обмотки закрыта — через неё протекает электрический ток. Рисунок 1 – Трансформатор 2-х обмоточный 1.1.2 Вводы трансформатора Подвод питающего напряжения и подключение нагрузки к трансформатору производится с помощью так называемых «вводов». Вводы в сухих трансформаторах могут быть выведены на клеммную колодку в виде болтовых контактов или соединителей с плоскими контактами и могут размещаться как снаружи так и внутри съёмного корпуса. В масляных (или заполненных синтетическими жидкостями) трансформаторах вводы располагаются только снаружи на крышку или на боковые стороны бака, а передача от внутренних обмоток через гибкие соединения (демпферы) на медные или латунные шпильки с нарезанной на них резьбой. Изолирование шпилек от корпуса осуществляется с помощью проходных изоляторов (изготовляемых из специального фарфора или пластмассы), внутри которых проходят шпильки. Уплотнение всех зазоров в вводах осуществляется прокладками из специальной маслобензостойкой резины. Вводы трансформаторов по конструктивному исполнению подразделяются: Вводы с главной изоляцией фарфоровой покрышки Вводы с маслобарьерной изоляцией Конденсаторные проходные изоляторы Вводы с бумажно-масляной изоляцией Вводы с полимерной RIP-изоляцией (с полым изолятором или с прямым литьём изолятора) Вводы с элегазовой изоляцией 1.1.3 Охладители взаимодействием, один внутренний и один внешний контур. Внутренний контур переносит энергию от нагревающих поверхностей к маслу. Во внешнем контуре масло переносит тепло к вторичной охлаждающей среде. Трансформаторы обычно охлаждаются атмосферным воздухом. Виды охладителей: Радиаторы, бывают разных типов. В основном они представляют собой множество плоских каналов в пластинах с торцевым сварным швом, которые соединяют верхний и нижний коллекторы. Гофрированный бак является одновременно и баком и охлаждающей поверхностью для распределительных трансформаторов малой и средней мощности. Такой бак имеет крышку, гофрированные стенки бака и нижнюю коробку. Вентиляторы. Для больших узлов возможно использование подвесных вентиляторов под радиаторами или сбоку от них для обеспечения принудительного движения воздуха и естественного масляного и принудительного воздушного (ONAF) охлаждения. Это может увеличить нагрузочную способность трансформаторов примерно на 25%. Теплообменники с принудительной циркуляцией масла, воздуха. В больших трансформаторах отведение тепла при помощи естественной циркуляции через радиаторы требует много места. Потребность в пространстве для компактных охладителей намного ниже, чем для простых радиаторных батарей. С точки зрения экономии места может оказаться выгодным использовать компактные охладители со значительным аэродинамическим сопротивлением, что требует применения принудительной циркуляции масла с помощью насоса и мощных вентиляторов для нагнетания воздуха. Масляно-водяные охладители, как правило, представляют собой цилиндрические трубчатые теплообменники со съёмными трубками. Такие теплообменники очень распространены и представляют собой классическую технологию. Они имеют разнообразное применение в промышленности. Более современные конструкции, например, плоские теплообменники мембранного типа, ещё не вошли в практику. Масляные насосы. Циркуляционные насосы для масляного охлаждающего оборудования – это специальные компактные, полностью герметичные конструкции. Двигатель погружён в трансформаторное масло; сальниковые коробки отсутствуют. 1.1.4 Оборудование для регулирования напряжения Большинство трансформаторов оборудовано приспособлениями для изменения коэффициента трансформации путём добавления или отключения числа части витков обмотки. В зависимости от конструкции регулирование напряжения трансформатора на вторичных обмотках может производиться с помощью переключателя числа витков трансформатора либо болтовыми соединениями путём выбора положения перемычек или подключением соответствующего вывода из соответствующего набора при обесточенном и заземлённом трансформаторе. С помощью таких регулирующих устройств напряжение на вторичных обмотках меняется в небольших пределах. Разновидности переключателей числа витков трансформатора: Переключатели числа витков без нагрузки - переключатели без возбуждения (ПБВ) Переключатели числа витков под нагрузкой - регулирование под нагрузкой (РПН) 1.1.5 Газовое реле Газовое реле обычно находится в соединительной трубке между баком и расширительным баком. Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные, повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора (автотрансформатора) вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило отключение поврежденного трансформатора (автотрансформатора). Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора или автотрансформатора. 1.1.6 Индикация температуры Для измерения температуры верхних слоев масла используются термопары, встраиваемые в верхней части бака в специальные карманы; для измерения температуры наиболее нагретой точки трансформатора применяют математические модели по ее пересчету относительно температуры верхних слоев масла. В последнее время широко используют датчики на основе оптоволоконной технологии для определения температуры наиболее нагретой точки и других точек внутри бака. 1.1.7 Встроенные трансформаторы тока Трансформаторы тока могут располагаться внутри трансформатора, часто вблизи заземленного рукава на стороне масла проходных изоляторов, а также на низковольтных шинах. В данном вопросе роль играют цена, компактность и безопасность. При таком решении отпадает необходимость иметь несколько отдельных трансформаторов тока на подстанции с внешней и внутренней изоляцией, рассчитанной на высокое напряжение. 1.1.8 Указатели уровня масла Указатели уровня масла применяются для определения уровня масла в расширительном баке, как правило, это приборы с циферблатом, либо стеклянная трубка, работающая по принципу соединённых сосудов, установленные прямо на расширительном баке. Индикация уровня масла находится на торцевой стороне расширительного бака. 1.1.9 Устройства сброса давления Дуговой разряд или короткое замыкание, которые возникают в маслонаполненном трансформаторе, обычно сопровождаются возникновением сверхдавления в баке из-за газа, образующегося при разложении и испарении масла. Устройство сброса давления предназначено для снижения уровня сверхдавления вследствие внутреннего короткого замыкания и, таким образом, уменьшения риска разрыва бака и неконтролируемой утечки масла, которое может также осложниться возгоранием вследствие короткого замыкания. Согласно ГОСТ 11677-75 масляные трансформаторы 1000кВА и выше должны быть снабжены защитным устройством при аварийном повышении давления. Устройства аварийного сброса давления имеет два основных исполнения: В виде т.н. "выхлопной трубы", устанавливаемой с небольшим наклоном на крышке трансформатора и связана нижней частью с его подкрышечным пространством. Верхняя часть выхлопной трубы (верх трубы по уровню расположен выше верхней точки расширителя) обычно на самом конце имеет загиб и герметично закрыта стеклянной мембраной, которая при резком повышении давления раскалывается и производит аварийный сброс. При близком расположении трансформаторов в одном распредусройстве и не отделённых друг от друга стенкой необходимо так располагать трансформаторы, чтобы при выбросе масла из трубы последнее не попадало на соседний трансформатор. Кроме того, в верхней части выхлопная труба с помощью специального трубопровода связана с расширителем и имеет собственный воздухоосушитель. Выхлопная труба устанавливается на трансформаторах с расширителем, хотя надо заметить, что не все производители устанавливают на свои трансформаторы выхлопные трубы, считая их малоэффективными. В виде различных конструкций клапанов. Малый вес тарелки клапана и низкая пружинная жёсткость закрывающих пружин обеспечивает быстрое и широкое открывание. Клапан вновь возвращается в нормальное закрытое состояние, когда сверхдавление сброшено. Обычно клапанные конструкции применяются в безрасширительных конструкциях трансформаторов. Промежуточное положение между вышеуказанными типами устройств аварийного сброса давления - конструкция, применяемая в трансформаторах типа ТМЗ. Она состоит из стеклянной мембраны, герметично установленной в крышке трансформатора. Под мембраной находится стальной подпружиненный боёк с защёлкой и герметично запаянным сильфоном. В рабочем положении боёк взводится и фиксируется защёлкой. При резком повышении давления сильфон сжимается, срывая удерживающую защёлку и освобождая этим самым боёк. Под действием пружины последний раскалывает стеклянную мембрану, производя т.о. сброс давления. Сверху данная конструкция закрывается защитным колпаком. 1.1.10 Устройства защиты от внезапного повышения давления Реле внезапного повышения давления предназначено для срабатывания при возникновении упругой масляной волны в баке трансформатора при серьёзных замыканиях. Это устройство способно различать быстрое и медленное нарастание давления и автоматически отключает выключатель, если давление растёт быстрее, чем задано. 1.1.11 Устройства защиты от повреждений Устройствами защиты силовых трансформаторов являются элементы РЗиА, на трасформаторах 6/10кВ чаще используются плавкие предохранители. Плавкие предохранители для больших токов являются общепринятыми средствами защиты силовых трансформаторов на распределительных подстанциях. Основная цель использования силовых предохранителей – это обеспечение прерывания тока при устойчивых коротких замыканиях. Использование плавких предохранителей стало экономичной альтернативой защите при помощи контакторов и высоковольтных выключателей. Защита плавкими предохранителями обычно ограничена напряжением от 0,4 кВ до 35 кВ, но применялась и для защиты трансформаторов 110 кВ. Для обеспечения наибольшего диапазона защиты необходимо использовать предохранители с наименьшим возможным номиналом. Преимущество такого способа защиты заключается в возможности обеспечить резервную защиту от возможных вторичных повреждений. Для обычного трансформатора, соединённого по схеме треугольник-звезда, предохранитель с коэффициентом плавкости равным 1.0 обеспечил бы резервную защиту при однофазном коротком замыкании на землю, что составило бы 230% вторичного номинального предела нагрузки. Под коэффициентом плавкости предохранителя подразумевается отношение номинала предохранителя к номиналу тока полной нагрузки трансформатора. Силовые предохранители с низкими коэффициентами плавкости могут обеспечить резервную защиту от однофазных коротких замыканий на землю, происходящих в распределительной сети на отдалении от подстанции. При расчёте номиналов предохранителей кроме тока максимально допустимой нагрузки защищаемого трансформатора необходимо учитывать и другие параметры. Координация с другими устройствами, испытывающими токи перегрузки, адаптация к пиковым перегрузкам и напряжённый режим работы оборудования могут потребовать предохранители с более высоким номиналом. Основное предназначение предохранителя силового трансформатора – не прерывать ток при предельных нагрузках, а адаптироваться к ним. Номиналы предохранителей должны подбираться с учётом возможности ложных срабатываний, которые могут произойти в том случае, если они (номиналы) будут слишком малы для всех возможных режимов эксплуатации. При выборе плавких предохранителей для защиты силовых трансформаторов необходимо учитывать неуравновешенные напряжения в трёхфазных системах. Необходимо иметь в виду возможность перегорания одного или двух предохранителей. Неуравновешенные напряжения могут вызвать нагрев баков трехфазных трансформаторов или перегрев и негативное воздействие на нагрузку трёхфазных двигателей. Также при использовании силовых предохранителей для некоторых видов трансформаторов необходимо учитывать возможность проявления феррорезонанса. Плавкие предохранители производятся в различных исполнениях и отличаются способами отключения (стандартные, медленные и очень медленные), что обеспечивает их координацию с другим оборудованием, обеспечивающим защиту. Точное значение напряжения для таких предохранителей не принципиально. Они могут быть использованы при любом напряжении, которое равно расчетному значению или превышает его. Силовые плавкие предохранители не требуют дополнительных сооружений и в основном монтируются на конструкции входящей линии передачи, что обеспечивает экономию пространства при планировке подстанции. 1.1.12 Номенклатура силовых трансформаторов Разнообразие применения силовых трансформаторов вызвало необходимость изготовления их весьма широкой номенклатуры. Силовые трансформаторы отличаются номинальной мощностью, классом напряжения, условиями и режимами работы, конструктивным исполнением. В зависимости от номинальной мощности и класса напряжения силовые трансформаторы подразделяются на несколько групп, так называемых габаритов, приведенных в таблице: Таблица 1 – Габариты Рисунок 2 - Условное обозначение трансформаторов В зависимости от условий работы, характера нагрузки или режима работы силовые трансформаторы разделяются на трансформаторы общего назначения, регулировочные и трансформаторы специального назначения (шахтные, тяговые, преобразовательные, пусковые, электропечные и др.). Промышленностью выпускаются силовые трансформаторы, предназначенные для работы в районах с умеренным, холодным и тропическим климатом, для установки на открытом воздухе или в помещении. В зависимости от вида охлаждения различают: сухие, масляные трансформаторы и трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком. Условное обозначение различных типов трансформаторов включает в себя: 1) буквенное обозначение, характеризующее число фаз, вид охлаждения, число обмоток и вид переключения ответвлений. Кроме вышеуказанных обозначений стандартами и техническими условиями на отдельные виды исполнений трансформаторов могут предусматриваться дополнительные буквенные обозначения, характеризующие специальные особенности данного типа трансформатора; 2) обозначение номинальной мощности и класса напряжения; 3) обозначение года выпуска рабочих чертежей трансформаторов данной конструкции; указываются последние две цифры; 4) обозначение климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69. Буквенное обозначение трансформаторов состоит из следующих по порядку букв. Первая указывает число фаз: О — для однофазных трансформаторов; Т — для трехфазных. Следующие одна или две буквы указывают условное обозначение вида охлаждения (таблица 2). Таблица 2 – Буквенное обозначение Буква Т указывает условное обозначение трехобмоточных трансформаторов; двухобмоточные обозначения не имеют. Буква Н указывает условное обозначение трансформаторов с устройством РПН. Кроме того, для условного буквенного обозначения трансформаторов применяют следующие буквы: А – перед условным буквенным обозначением числа фаз для автотрансформаторов; Р – после условного обозначения числа фаз для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН; 3 – после условного обозначения вида охлаждения для герметичных масляных трансформаторов или с негорючим жидким диэлектриком с защитой при помощи азотной подушки; С или П – в конце условного буквенного обозначения для трансформаторов собственных нужд или для линий передачи постоянного тока. Номинальная мощность и класс напряжения указываются через тире после буквенного обозначения в виде дроби, числитель которой — номинальная мощность в киловольт-амперах, знаменатель — класс напряжения трансформатора в киловольтах. Если автотрансформатор имеет обмотку СН напряжением 110 кВ и выше, то в виде сложной дроби добавляется обозначение класса напряжения обмотки СН. Исполнения трансформаторов, предназначенных для работы в соответствующих климатических районах, обозначают следующими буквами: У – в районах с умеренным климатом; ХЛ – в районах с холодным климатом; Т – в районах с тропическим климатом. В зависимости от места размещения при эксплуатации различают следующие исполнения трансформаторов (по категориям): 1 – установка на открытом воздухе; 2 – установка в помещениях, где колебания температуры и влажности несущественно отличаются от внешней среды; 3 – закрытые помещения с естественной вентиляцией, где колебания температуры и влажности значительно меньше, чем на открытом воздухе; 4 – закрытые помещения с искусственно регулируемыми климатическими условиями; 5 – помещения с повышенной влажностью. Примеры условных обозначений: ТМ-100/10-77У1 — трехфазный двухобмоточный трансформатор с естественным масляным охлаждением, номинальная мощность 100 кВА, класс напряжения 10 кВ, конструкция 1977 г., для районов с умеренным климатом, установка на открытом воздухе. ТСЗ-100/10-75УЗ — трехфазный сухой трансформатор защищенного исполнения, номинальная мощность 100 кВА, класс напряжения 10 кВ, конструкция 1975 г., для районов с умеренным климатом, установка в помещениях с естественной вентиляцией. 1.1.13 Правила по электробезопасности при эксплуатации трансформаторов Установка трансформаторов должна осуществляться в соответствии с правилами устройства электроустановок и нормами технологического проектирования подстанций. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию трансформаторов должны выполняться в соответствии с руководящими документами (инструкциями) заводов-изготовителей. При эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) должна обеспечиваться их надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, защиты, маслохозяйство и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии. Трансформаторы, оборудованные устройствами газовой защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка (съемная часть бака) имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1%. При этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее 2%. На дверях трансформаторных пунктов и камер, с наружной и внутренней стороны, должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно заперты на замок. Гравийная засыпка маслоприёмников трансформаторов должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться. При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.д.) или замасливания гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью. При образовании на гравийной засыпке твёрдых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3мм, появления растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия. На баках трёхфазных трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера. На группах однофазных трансформаторов и реакторов подстанционный номер указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов и реакторов наносится расцветка фаз. Осмотр и техническое обслуживание высоко расположенных элементов трансформаторов (более 3 метров) должны выполняться со стационарных лестниц с перилами и площадками наверху с соблюдением правил безопасности. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учётом надёжности питания потребителей и минимума потерь должно определяться число одновременно работающих трансформаторов. Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу. При автоматическом отключении трансформатора действием защит от внутренних повреждений трансформатор можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов. В случае отключения трансформатора от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок. Трансформатор должен быть аварийно выведен из работы при: сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора; ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке ниже номинальной выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы; течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла. Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов. На каждой трансформаторной подстанции, находящейся за территорией Потребителя, должно быть нанесено её наим6енование, адрес и телефон владельца. При производстве работ на силовом трансформаторе, а также на присоединениях, в состав которых входит трансформатор, схему трансформатора необходимо разобрать с двух сторон во избежание возможности обратной трансформации. 1.2 Масляный трансформатор Один из видов силовых трансформаторов - масляный силовой трансформатор. У данного вида трансформатора есть свои преимущества, которые выгодно выделяют его на фоне собратьев. Особенно он востребован на многих производствах, которые требуют большого потребления электрической энергии. Современные масляные трансформаторы являются высокотехнологичными устройствами, которые достаточно просты в эксплуатации и достаточно надёжны. Этот вид трансформаторов способен с лёгкостью выдерживать различные температурные режимы и потому прекрасно работает как при очень высоких температурах окружающей среды, так и при особенно низких, что позволяет использовать его в регионах с самым различным климатом. Его температурные рамки колеблются от плюс сорока градусов по Цельсию, до минус шестидесяти. Благодаря возможности работы в таких низких температурах, его нередко применяют в условиях крайнего севера. Коэффициент полезного действия устройства с наибольшей мощностью равен 99%. Удельная силовая мощность напрямую зависит от массы, габаритов и условий транспортировки. В списке основных параметров: мощность, напряжение, ток, холостой ход, потеря короткого замыкания и ток холостого хода. Но для того, чтобы масляный трансформатор всегда работал исправно, требуется выполнение определённых правил. И в первую очередь необходимо учитывать какого качества используется масло. В нём ни в коем случае не должны присутствовать вредные примеси и пыль в изрядных количествах (определённый процент примесей всегда допускается). Далее, для исправной и долгой работы, среда в которой он работает, обязательно должна соответствовать определённым нормам техники безопасности. Используют масляные трансформаторы, как уже писалось выше, в самых различных сферах народного хозяйства и промышленности, вследствие чего тяжело выделить что-то одно. Далее рассмотрим принцип действия. Сразу упомянем тот факт, что главной особенностью такого трансформатора является специальный маслорасширитель, который способствует компенсации температурных изменений объёмов масла. Другой очень важной деталью, которая составляет маслорасширитель, является осушитель воздуха, встроенный прямо внутрь. Его роль, как составляющего элемента, очень важна, поскольку именно осушитель воздуха препятствует попаданию в устройство посторонних элементов, имеющих возможность нарушить работу системы. Это может быть обычная пыль, но как следует из самого названия элемента, осушитель воздуха также предохраняет масляный трансформатор от излишней влажность, благодаря чему увеличиваются эксплуатационные качества данного устройства. Что представляет собой масляный трансформатор? Рассмотрим особенности его конструкции. В первую очередь такой трансформатор создаётся очень компактным устройством, которое с лёгкостью можно разместить как снаружи, так и внутри здания. Его корпус надёжно защищён от влияния окружающей среды, но дополнительную защиту, как писалось выше, также обеспечивают и составляющие элементы устройства. Помимо этого внутренняя конструкция такова, что содержит в себе гильзу, предназначенную для жидкостного термометра. Жидкостный термометр в свою очередь предназначен для измерения температурного режима верхних слоёв масла, что обеспечивает дополнительный контроль за работой устройства. В целом устройство представляет собой конструкцию, состоящую из балок магнитопровода, которые имеют обмотки. Как правило, для более надёжной работы обмотки очень надёжно на нём крепятся. Балки защищены специальным корпусом, представляющим собой особый защитный бак с надёжно закрывающимся корпусом. Через эту крышку проведены цепи связанные с обмоткой. Это делается при помощи проходных изоляторов, что также обеспечивает наибольшую эффективность и безопасность устройства. Над самой крышкой располагается расширитель, который через трубопровод соединён с баком, а через разрез в самом соединительном трубопроводе устанавливается газовое реле. Также немаловажной деталью масляного трансформатора является выхлопная труба, которая предназначена для того, чтобы выводить наружу вредные газы и масло. Обеспечивает управление рукоятка, монтированная на крышке бака и оснащённая переключателями. Для большей безопасности, крышка трансформатора обеспечена целой системой зажимов и магнитных замков. Силовые масляные трансформаторы отличаются по своей конструкции рядом преимуществ перед трансформаторами сухими. В первую очередь, потому что их обмотка надежно защищена от воздействия окружающей среды, а сам трансформатор обладает невысоким реактивным сопротивлением, что делает его очень надежным и позволяет снизить эксплуатационный надзор. Также силовые масляные трансформаторы отличаются герметичностью, так как в них полностью исключено контактирование масла и внешней среды, поэтому можно говорить о том, что масло таким образом полностью защищено от окисления и увлажнения. Силовым масляным трансформаторам не требуется капитальный ремонт или профилактика, если повреждения и происходят, то только по причине ослабления шинных соединений на наружных выводных контактах НН. Именно поэтому за этими соединениями необходимо следить с особой тщательностью 1.2.1 Применение масляного трансформатора Используют масляные трансформаторы, как уже писалось выше, в самых различных сферах народного хозяйства и промышленности, вследствие чего тяжело выделить что-то одно. Далее рассмотрим принцип действия. Сразу упомянем тот факт, что главной особенностью такого трансформатора является специальный маслорасширитель, который способствует компенсации температурных изменений объёмов масла. Другой очень важной деталью, которая составляет маслорасширитель, является осушитель воздуха, встроенный прямо внутрь. Его роль, как составляющего элемента, очень важна, поскольку именно осушитель воздуха препятствует попаданию в устройство посторонних элементов, имеющих возможность нарушить работу системы. Это может быть обычная пыль, но как следует из самого названия элемента, осушитель воздуха также предохраняет масляный трансформатор от излишней влажность, благодаря чему увеличиваются эксплуатационные качества данного устройства. Устройство масляного трансформатора Что представляет собой масляный трансформатор? Рассмотрим особенности его конструкции. В первую очередь такой трансформатор создаётся очень компактным устройством, которое с лёгкостью можно разместить как снаружи, так и внутри здания. Его корпус надёжно защищён от влияния окружающей среды, но дополнительную защиту, как писалось выше, также обеспечивают и составляющие элементы устройства. Помимо этого внутренняя конструкция такова, что содержит в себе гильзу, предназначенную для жидкостного термометра. Жидкостный термометр в свою очередь предназначен для измерения температурного режима верхних слоёв масла, что обеспечивает дополнительный контроль за работой устройства. В целом устройство представляет собой конструкцию, состоящую из балок магнитопровода, которые имеют обмотки. Как правило, для более надёжной работы обмотки очень надёжно на нём крепятся. Балки защищены специальным корпусом, представляющим собой особый защитный бак с надёжно закрывающимся корпусом. Через эту крышку проведены цепи связанные с обмоткой. Это делается при помощи проходных изоляторов, что также обеспечивает наибольшую эффективность и безопасность устройства. Над самой крышкой располагается расширитель, который через трубопровод соединён с баком, а через разрез в самом соединительном трубопроводе устанавливается газовое реле. Также немаловажной деталью масляного трансформатора является выхлопная труба, которая предназначена для того, чтобы выводить наружу вредные газы и масло. Обеспечивает управление рукоятка, монтированная на крышке бака и оснащённая переключателями. Для большей безопасности, крышка трансформатора обеспечена целой системой зажимов и магнитных замков. Силовые масляные трансформаторы отличаются по своей конструкции рядом преимуществ перед трансформаторами сухими. В первую очередь, потому что их обмотка надежно защищена от воздействия окружающей среды, а сам трансформатор обладает невысоким реактивным сопротивлением, что делает его очень надежным и позволяет снизить эксплуатационный надзор. Также силовые масляные трансформаторы отличаются герметичностью, так как в них полностью исключено контактирование масла и внешней среды, поэтому можно говорить о том, что масло таким образом полностью защищено от окисления и увлажнения. Силовым масляным трансформаторам не требуется капитальный ремонт или профилактика, если повреждения и происходят, то только по причине ослабления шинных соединений на наружных выводных контактах НН. Именно поэтому за этими соединениями необходимо следить с особой тщательностью. 1.2.2 Ремонт масляных трансформаторов В процессе эксплуатации отдельные части трансформатора под влиянием термических, электродинамических, механических и других воздействий постепенно теряют свои первоначальные свойства и могут прийти в негодность. В целях своевременного обнаружения и устранения развивающихся дефектов и предупреждения аварийных отключений для трансформаторов периодически проводятся текущие и капитальные ремонты. Текущий ремонт трансформатора производится в следующем объеме: а) наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте, б) чистка изоляторов и бака, в) спуск грязи из расширителя, доливка в случае необходимости масла, проверка маслоуказателя, г) проверка опускного крана и уплотнений, д) осмотр и чистка охлаждающих устройств, е) проверка газовой защиты, ж) проверка целости мембраны выхлопной трубы, з) проведение измерений и испытаний. Для трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой производятся внеочередные ремонты регулирующего устройства в соответствии с указаниями заводской инструкции в зависимости от числа произведенных переключений. При ремонте трансформаторов с принудительным масловодяным охлаждением следует обратить особое внимание на отсутствие подсоса воздуха в систему циркуляции масла и на проверку герметичности охладителей. Герметичность охладителей проверяется путем создания избыточного давления поочередно со стороны масляной, а затем водяной системы согласно действующим инструкциям. Периодичность чистки и испытания охладителей зависит от местных условий (загрязнения воды, состояния охладителей) и производится не реже 1 раза в год. При ремонте проверяется также состояние термосифонных фильтров и воздухоосушителей. У маслонаполненных вводов трансформаторов при ремонте производятся отбор пробы масла, доливка масла, в случае необходимости - и измерение тангенса угла диэлектрических потерь (не реже 1 раза в 6 лет). Ввиду того что масло в вводах трансформаторов через несколько лет работы приходит в негодность, при ремонте иногда возникает необходимость смены ввода. Опыт эксплуатации также показывает, что для маслонаполненных вводов с барьерной изоляцией через 10 - 12 лет работы на трансформаторах недостаточна только смена масла, а необходим капитальный ремонт с разборкой, чисткой и при необходимости сменной изоляции ввода. Капитальный ремонт трансформаторов Трансформатор имеет достаточно большие запасы электрической прочности изоляции и является весьма надежным аппаратом в эксплуатации. Трансформаторы имеют маслобарьерную изоляцию. В качестве основной твердой изоляции для трансформатора используется прессшпан. Изготовляемый до последнего времени отечественными заводами прессшпан дает с течением времени усадку, что является его существенным недостатком. Как правило, для трансформаторов применяется жесткая система запрессовки обмотки, которая не обеспечивает автоматическую подпрессовку обмотки по мере усадки прессшпана. Поэтому после нескольких лет работы для трансформаторов предусматривается проведение капитальных ремонтов, при которых основное внимание должно быть уделено подпрессовке обмоток. При отсутствии необходимых подъемных приспособлений капитальный ремонт допускается производить с осмотром сердечника в баке (при снятой крышке), если при этом обеспечена возможность производства подпрессовки и расклиновки обмоток. Для ответственных трансформаторов первоначальный срок капитального ремонта после ввода в эксплуатацию установлен в 6 лет, для остальных - по результатам испытаний по мере необходимости. Капитальный ремонт трансформатора производится в следующем объеме: а) вскрытие трансформатора, подъем сердечника (или съемного бака) и осмотр его, б) ремонт магнитопровода, обмоток (подпрессовка), переключателей и отводов, в) ремонт крышки, расширителя, выхлопной трубы (проверка целости мембраны), радиаторов, термосифонного фильтра, воздухоосушителя, кранов, изоляторов, г) ремонт охлаждающих устройств, д) чистка и окраска бака, е) проверка контрольно-измерительных приборов, сигнальных и защитных устройств, ж) очистка или смена масла, з) сушка активной части (в случае необходимости), и) сборка трансформатора, к) проведение измерений и испытаний. Замена масляных трансформаторов. Современные масляные трансформаторы - не самое сильное звено в энергетической цепочке между производителями электроэнергии и конечными потребителями. Как известно, трансформаторы не имеют, каких либо движущихся деталей, их к. п. д. преобразования напряжения превышает 99%, таким образом, срок их полезного использования измеряется, а вернее, может измеряться десятилетиями. В то же время, внезапное повреждение трансформатора может привести к значительным затратам на его ремонт или замену, особенно если такие повреждения происходят неожиданно, и невозможно предпринять меры для планового отключения. Как узнать, нужно ли менять трансформатор? Во-первых, если Ваши данные показывают, что трансформатор систематически подвергается перегрузкам, необходимо заменить его на трансформатор большей мощности. Продолжение эксплуатации имеющегося трансформатора приведет к его повреждению из-за перегрева, и вполне возможно, в самое неудобное время. Если отборы и анализ масла не предусмотрены Вашим регламентом технического обслуживания, Вы должны исправить ошибку и начать отбор образцов масла и проводить анализ на наличие влаги в нем. В комплексе с измерениями сопротивления или коэффициента прочности (стойкости), изоляции, предоставит Вам информацию об уровне ее влажности. Коэффициенты прочности изоляции более старых трансформаторов не должны превышать 4% от начальной. Наиболее вероятной причиной превышения этого порога есть влажность изоляции. Во-вторых, Вы должны брать образцы масла для развернутого анализа на наличие газа. Когда погруженная в масляную ванну целлюлоза подвергается тепловому воздействию, ее характеристики ухудшаются, приводя к формированию воды, кислот, углекислого газа и угарного газа. Анализ поможет обнаружить признаки наличия нескольких газов, которые могли бы указать на другие существующие проблемы, и на которые тоже следует обратить внимание, но наличие СО2 и / или СО указывает на перегрев и возможную угрозу для нормальной работы трансформатора. Продолжение срока полезного использования трансформатора является единственной и самой важной стратегией усиления надежности инфраструктуры энергопоставляющих компаний. От силовых трансформаторов ожидают надежности и длительной работоспособности. Двадцать - тридцать лет - абсолютно реальный "рабочий возраст" трансформатора. Но если трансформатор подвергался серьезным угрозам, включая многочисленные ошибки, если допускались периодические перегрузки и утечки масла, позволяющие проникновение влаги, срок его работоспособности может быть значительно короче. 1.2.3 Устройства непрерывной регенерации масла В процессе работы внутри масляного трансформатора появляется вода и шлам. Шлам в основном получается из-за разложения масла, вода — как результат попадания воздуха при температурных изменениях объёма масла у негерметичных конструкциях бака (т.н. «дыхание трансформатора»), а так же как побочный продукт при химических реакциях разложения масла. Поэтому трансформаторы 160 кВА и более снабжаются устройствами непрерывной регенерации масла. Последние подразделяются на термосифонные и адсорбционные. Термосифонные монтируются непосредственно на баке трансформатора. Адсорбционные устанавливаются на отдельном фундаменте. Эффект регенерации в обоих типах устройств непрерывной регенерации масла основан на применении в них сорбента. Чаще всего в качестве последнего применяется силикагель в виде гранул диаметром от 2,8 до 7 мм, которые хорошо поглощают влагу. Отличие между термосифонными и адсорбционными заключается в механизмах транспортировки через них фильтруемого масла. В термосифонных используется естественная циркуляция (при нагреве масло поднимается вверх, проходя через термосифонный фильтр, затем охладившись, опускается на дно бака трансформатора и снова попадает в фильтр и т.д.). В адсорбционных фильтрах масло перекачивается принудительно с помощью специального циркуляционного насоса. Термосифонные устройства непрерывной регенерации применяются на трансформаторах относительно малых габаритов. При больших габаритах, когда естественная циркуляция не может создать необходимую производительность применяется адсорбционная фильтрация. Количество силикагеля рассчитывается по массе масла трансформатора (от 0,8 до 1,25%). 1.2.4 Системы защиты масла Самой распространённой системой защиты масла является открытый расширительный бак, в котором воздух над уровнем масла вентилируется через влагопоглотительное устройство. Во влагопоглотительном устройстве засыпаны гранулы силикагеля диаметром в среднем около 5мм.При этом часть влагопоглотительного устройства расположено снаружи и имеет прозрачное окно, внутри которого находится т.н. индикаторный силикагель, пропитанный солями кобальта. В нормальном состоянии индикаторный силикагель имеет голубую окраску, при увлажнении он меняет окраску на розовую, что должно быть сигналом обслуживающему персоналу к замене всего силикагеля в влагопоглотительном устройстве. Часто на верхней точке расширителя устанавливают устройство гидрозатворного типа, являющегося первой ступенью осушения воздуха, поступающего в расширитель. Такое устройство называется "масляной затвор". Масляной затвор своим патрубком соединён с расширителем, а в верхней части имеет чашку, приваренную к патрубку. Внутри чашки имеется стенка, отделяющая патрубок от чашки изнутри и образующая внутренний кольцевой канал. Сверху чашка закрывается крышкой, также имеющей на внутренней стороне стенку. Конструкция препятствует плотному закрытию чашки крышкой и создаёт зазор между ними, кроме того внутренняя стенка крышки при фиксации также имеет зазор с внутренней стенкой, т.о. создаётся лабиринтная система. Для того, чтобы задействовать масляной затвор необходимо налить в кольцевой канал чашки сухого трансформаторного масла до уровня, предписываемого инструкцией, закрыть крышкой и зафиксировать последнюю. Принцип работы устройства следующий: воздух, проникает в зазор между крышкой и стенкой чашки, затем проходит через масло в кольцевом канале частично отдавая влагу в масло и поступает через патрубок в силикагельный влагопоглотитель, а затем - в расширитель. Расширительный бак трансформатора может быть снабжён надувной подушкой. Надувная подушка из синтетического каучука располагается над маслом. Внутренне пространство подушки соединено с атмосферой, поэтому она может вдыхать воздух, когда трансформатор охлаждается и объём масла сжимается, и выдыхать воздух, когда трансформатор нагревается. Другим решением является расширительный бак, который разделён в горизонтальной плоскости мембраной или диафрагмой, которая позволяет маслу расширяться или сжиматься без прямого контакта с наружным воздухом. Два вышеперечисленных способа защиты масла называются "плёночной защитой". Пространство над маслом в расширительном баке можно заполнить азотом. Это можно делать из баллона со сжатым газом через редукторный клапан. Когда трансформатор вдыхает, редукторный клапан выпускает азот из баллона. Когда объём увеличивается, азот уходит в атмосферу через вентиляционный клапан. Для того, чтобы сэкономить потребление азота, можно задать некий шаг давления между наполнением азотом и выпусканием азота. Трансформаторы могут иметь герметическое исполнение. В маленьких маслонаполненных распределительных трансформаторах упругий гофрированный бак может компенсировать расширение масла. В ином случае необходимо обеспечить пространство над маслом внутри трансформаторного бака, заполненное сухим воздухом или азотом, чтобы они выполняли роль подушки при расширении или сжатии масла. Можно использовать сочетание различных решений. Трансформаторный бак может быть полностью заполнен маслом, и при этом иметь большой расширительный бак достаточного объёма для расширения масла и необходимой газовой подушки. Эта газовая подушка может иметь продолжение в следующем дополнительном баке, возможно на уровне земли. Для ограничения объёма газовой подушки можно открыть сообщение с наружной атмосферой при заданных верхнем и нижнем пределах внутреннего давления. 1.2.5 Указатели уровня масла Указатели уровня масла применяются для определения уровня масла в расширительном баке, как правило, это приборы с циферблатом, либо стеклянная трубка, работающая по принципу соединённых сосудов, установленные прямо на расширительном баке. Индикация уровня масла находится на торцевой стороне расширительного бака. 1.2.6 Трансформаторное масло В большинстве трансформаторов, применяемых для энергоснабжения, используется трансформаторное масло, получаемое из нефти. И только часть распределительных трансформаторов заполняется негорючей синтетической жидкостью и часть выполняется в сухом виде, т. е. без заполнения жидким диэлектриком. Как правило, все трансформаторы номинального напряжения выше 35 кВ заполняются трансформаторным маслом. Масло в трансформаторе выполняет две функции: электрической изоляции и передачи тепла активной части трансформатора к устройствам охлаждения. В качестве диэлектрика трансформаторное масло используется в трех основных типах изоляционных конструкций: - Чисто масляные промежутки, например, между контактами переключающих устройств. - Масляные промежутки в комбинации с пропитанной маслом твердой (обычно целлюлозной) изоляцией. Например, изоляция между обмотками, имеющими твердую витковую изоляцию и масляный промежуток, подразделенный барьерами из пропитанного маслом электротехнического картона. - Пропитанная маслом твердая изоляция, например между витками обмотки и высоковольтных конденсаторных вводах с бумажно-масляной изоляцией. Потери энергии в трансформаторе вызывают нагрев обмоток, магнитной системы, а также деталей конструкции. Нагрев ограничен передачей тепла и окружающее пространство. Благодаря относительно малой вязкости и высокой теплоемкости трансформаторное масло является хорошим переносчиком тепла от наиболее нагретых частей трансформатора к его охлаждающим устройствам. Т. М. получают перегонкой и последующей очисткой сырой нефти. Оно представляет собой смесь углеводородов в пропорциях в зависимости от месторождения нефти. Углеводороды, грубо говоря, делятся на ри класса: нафтеновые, парафиновые, ароматические. Нафтеновые и парафиновые являются насыщенными углеводородными, химически стабильными. Они отличаются друг от друга химической структурой, а также физическими и химическими свойствами. Ароматические – являются ненасыщенными углеводородами и поэтому они менее стабильны и более химически активны. Применяемая за рубежом классификация масел как нафтеновых или парафиновых не означает, что эти масла состоят исключительно из нафтеновых и парафиновых углеводородов, а указывает на преобладание характеристик одного из этих классов в смеси нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородов. Источники нафтеновой нефти встречаются все реже и имеется тенденция все долее частого применения парафиновой нефти. Это не приводит к каким либо отрицательным последствиям за исключением возможного повышения температуры застывания, что устраняется с помощью специальных добавок. Трансформаторное масло при работе в трансформаторах подвергается тепловому старению, при этом происходит окисление масла и выделение шлама. За последние десятилетия технологические процессы получения масла значительно усовершенствованы и позволили увеличить срок эксплуатации масла. Масла разных изготовителей (разных марок( допускают смешивание в любой пропорции. Для повышения стабильности масла в него добавляют антиокислительные добавки – ингибиторы. Все марки отечественных масел имеют в своем составе ингибиторы. Однако современные масла, благодаря совершенной технологии их изготовления, могут быть высокостабильными и не требовать добавки ингибиторов. Для такого масла может потребоваться введение в него ингибиторов только в случаях трансформаторов с тяжелым режимом работы, например, для очень больших трансформаторов. 1.2.7 Характеристики Т. М. Физические характеристики. Вязкость масла является параметром, влияющим на передачу тепла как при естественной циркуляции масла в небольших трансформаторах, так и при принудительной циркуляции с помощью насосов в больших трансформаторах. Динамическая вязкость определяется сопротивлением жидкости в потоке и равна отношению удельного давления к удельному ускорению. Кинематическая вязкость, нормируемая для масла, есть отношение динамической вязкости жидкости к ее удельному весу. Температура застывания – температура при которой жидкость перестает перемещаться. Этот показатель является мерой текучести при низкой температуре при изменяющихся условиях . Геометрия сосуда, в котором производиться охлаждение, и способ охлаждения для определения этого показателя, стандартизированы. Температуры вспышки в закрытом тигле – температура при которой пары над поверхностью нагретой жидкости при наличии воздуха могут быть воспламенены. Температура вспышки зависит от давления наиболее горючих составляющих смеси газов. Геометрия сосуда (тигля) – объем пространства с газом, процесс нагревания и воспламенения регламентированы стандартами. Температура вспышки для обычных товарных масел колеблется в пределах 130-170 градусов. Цвет свежего масла обычно свидетельствует о чистоте очистки. Для масла в эксплуатации высокий или увеличивающийся цветовой показатель свидетельствует о загрязнении или о старении масла, либо о том и другом. Поверхностное натяжение – это сила в динах на сантиметр, требуемая, чтобы разорвать масляную пленку, существующую на границе раздела масла и воды. При загрязнении масла мылами, краской и продуктами окисления масла, прочность пленки уменьшается. Уменьшение поверхностного натяжения масла в эксплуатации свидетельствует о загрязнении масла или об окислении масла и наличии в масле продуктов окисления. Химические характеристики. Химический состав масла, полученного из разных источников, может сильно отличаться. Поскольку состав углеводородов масел весьма сложен, принято условно считать молекулу: нафтеновой, если она содержит хотя бы одно нафтеновое кольцо независимо от алкановых (парафиновых) цепей при отсутствии ароматических циклов и непредельных связей; парафиновой, если она не содержит ни ароматических, ни нафтеновых колец, и непредельных связей. Ароматические углеводороды подразделяются на чисто ароматические с алкановыми цепями, не содержащие нафтеновых циклов, и на нафтеново-ароматические, содержащие кроме ароматических и нафтеновые циклы с алкановыми цепями при ароматических и (или) нафтеновых циклах. Рисунок 3 – Строение молекул углеводородов Т. М. На рис. 3 приведено строение молекул углеводородов трансформаторного масла: а) Парафины – насыщенные углеводороды с линейной или разветвленной цепью без кольцевых структур. б) Нафтены – насыщенные углеводороды, содержащие одно или несколько колец, каждое из которых может иметь одну или несколько линейных или разветвленных парафиновых цепей. в) Ароматические углеводороды. Содержащие одно или несколько ароматических ядер, которые могут быть соединены с нафтеновыми кольцами и боковыми парафиновыми цепями. Кроме перечисленных углеводородных структур в составе масла могут содержаться не углеводородные соединения. Они могут иметь соответствующий углеводородный скелет с одним, двумя, тремя и т. д. атомами серы, кислорода, азота. Определение химического состава масла и его компонент представляет сложную задачу. Поэтому при поставке масла количество химических соединений, содержащихся в масле, обычно не определяют. 1.2.8 Контроль масла в эксплуатации В течение эксплуатации масло подвергается сложным воздействиям, основными из которых являются: - термическое воздействие; - воздействие электрического поля; - влияние окружающей атмосферы; - химическое взаимодействие с различными материалами и др. В результате в масле протекают процессы старения, ухудшающие свойства масла. Поэтому необходим систематический контроль масла и условий его эксплуатации. Методы контроля регламентированы стандартами. Состояние масла в эксплуатации. Основными компонентами масла, ухудшающими его качество, являются вода, твердые частицы и продукты старения. Влага попадает в масло в результате соприкосновения масла с окружающим воздухом вследствие несовершенства защитных устройств или неисправности, а также вследствие наличия дефектов в уплотнениях. Механические примеси в виде твердых частиц имеют различное происхождение: Это и целлюлозные волокна, источником которых является твердая изоляция трансформатора, и металлические частицы в виде окалины либо продуктов истирания подшипников насосов охладительной системы, частицы краски и пр. Продукты старения, растворимые и нерастворимые с течением времени появляются в масле и ухудшают почти все его характеристики. 1.2.9 Защита масла от увлажнения В трансформаторах со свободным дыханием нагрузка на воздухоосушитель увеличивается с изменением окружающих условий нагрузки трансформатора. Еженедельный контроль осушителя позволяет своевременно обнаружить снижение его эффективности и произвести замену или регенерацию силикагеля. Работа трансформатора при малых нагрузках или с частыми отключениями, или даже нахождение в отключенном состоянии, но нагреваемого днем солнцем, а ночью охлаждаемого, а также резкий сброс нагрузки в условиях дождя и ветра, могут вызвать насыщение влагой активного вещества осушителя. Воздухоосушитель представляет собой камеру, содержащую гранулы, абсорбирующие влагу из воздуха. Часть камеры содержит индикаторные гранулы, цвет которых голубой в ненасыщенном состоянии и розовый в насыщенном влагой состоянии. Через индикаторное стекло можно видеть цвет гранул. Поступление воздуха в надмасленное пространство происходит через осушитель. Обычно в воздухоосушителях применятся гранулы силикагеля. Насыщенный влагой силикагель восстанавливается до рабочего состояния путем сушки в печи при температуре 100-150 градусов. Рекомендуется заменить силикагель или произвести при изменении цвета его регенерацию при изменении цвета одной трети индикаторного силикагеля. В трансформаторах снабженных пленочной защитой исключается соприкосновение масла с воздухом. Однако в некоторых случаях применяются воздухоосушители, через которые воздушное пространство над пленкой сообщается с окружающей атмосферой. Это позволяет избежать конденсации влаги в расширителе над пленкой. В трансформаторах с пленочной защитой контроль за сохранением герметизации трансформатора. Герметичность может быть нарушена в случае дефекта уплотнений, например, в малопроводах на всасывающей стороне насосов. Рост газосодержания масла, дегазированного при монтаже трансформатора, может указывать на такой дефект. 1.3 Трансформатор ТРДН-25000/110. Характеристика трансформатор масло ремонт промышленный ТРДН-25000/110 - стационарный силовой масляный трехфазный двухобмоточный трансформатор мощностью 25000 кВА напряжением 110 кВ общего назначения с регулированием напряжения под нагрузкой, с системой охлаждения вида «Д». Трансформатор предназначен для преобразования электрической энергии переменного тока класса напряжения 110 кВ в электрическую энергию класса напряжения 6 или 10 кВ низшего напряжения. Т — трехфазный; Р — расщепление обмотки НН; Д — охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла; Н — регулирование напряжения под нагрузкой; ХХХХХ — номинальная мощность трансформатора, кВ·А; ХХХ — класс напряжения обмотки высшего напряжения, кВ; У1 — климатическое исполнение и категория размещения. Трансформатор рассчитан на работу в районах с умеренным климатом на открытом воздухе. Климатическое исполнение У, категория размещения 1 по ГОСТ 15150. 1.3.1 Общие данные Силовой трансформатор трехфазного исполнения с регулированием напряжения под нагрузкой предназначен для работы в электрических сетях общего назначения 110 кВ. Маркировка трансформаторов – по ГОСТ 11677-85. Конструкция и принцип действия ТРДН. Трансформатор имеет остов с трехстержневой шихтованной магнитной системой, собранной из листов холоднокатаной электротехнической стали. Обмотки из медного провода цилиндрические, размещены на стержнях остова концентрически. Линейные и нейтральный вводы ВН снабжены трансформаторами тока. Бак трансформатора колокольного типа с нижним разъемом снабжается арматурой для заливки, отбора проб, слива и фильтрации масла, подключения системы охлаждения и вакуум-насоса. Регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) осуществляется переключающим устройством в нейтрали обмотки ВН в пределах + 9×1,78% номинального напряжения. Для перемещения в пределах подстанции трансформатор по требованию заказчика может быть снабжен поворотными каретками с ребордой. Колея для продольного перемещения — 1 524 мм, для поперечного — 2 000 мм. Система охлаждения трансформатора имеет четыре радиатора. Конструкция трансформатора предусматривает возможность его крепления к фундаменту, платформе. Трансформатор снабжен устройством для перекатки в продольном и поперечном направлении. Допускается установка трансформатора непосредственно на фундамент без кареток. Уровень шума на расстоянии 2 м – 64 дБ. Требования безопасности, в том числе пожарной безопасности, соответствуют ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.2-75, ГОСТ 12.1.004-91. Заземляющие зажимы и знаки заземления выполнены по ГОСТ 21130-75. Трансформаторы заполнены трансформаторным маслом, по физико-химическим показателям не уступающим показателям масла по ГОСТ 10121-76 и ГОСТ 982-80. Защитные покрытия выполнены в соответствии с ГОСТ 11677-85. Качество защитных покрытий трансформатор соответствует классу V по ГОСТ 9.032-74. Надежность оборудования: - безотказная наработка на отказ – не менее 25 000 ч; - вероятность безотказной работы за наработку 8800 ч – не менее 0,995; - cрок службы до первого капитального ремонта – не менее 12 лет. - полный срок службы трансформатора – не менее 30 лет. Показатели надежности соответствуют ГОСТ 11677-85. Режим работы трансформатора продолжительный на любой ступени напряжения. Рисунок 4 – Трансформатор ТРДН-25000/110 1. Бак трансформатора; 2. Расширитель; 3. Ввод ВН; 4. Ввод 0 ВН; 5. Ввод НН; 6. Радиатор панельный; 7. Устройство РПН; 8. Шкаф; 9. Реле Бухгольца 1.3.2 Дополнительные показатели, увеличивающие конкурентные преимущества продукции Преимущества современной конструкции трансформатора включают в себя: Более длительный срок службы трансформатора Снижение энергетических затрат за счет снижения потерь Сокращение выбросов парниковых газов Более эффективное использование энергии; более высокая производительность с меньшим использованием энергии. Низкий ток холостого хода – 0,5%; Низкие потери холостого хода – не более 7,75 кВт; Низкие потери короткого замыкания – не более 107 кВт; Пониженный уровень шума – 64 дБ. 1.3.3 Комплект поставки трансформатора, запасных частей, расходных материалов и принадлежностей Габаритный чертеж, схемы устройств, чертежи разводки электрических кабелей в пределах трансформатора входят в комплектную поставку с трансформатором. В комплект трансформаторов входит активная часть в рабочем баке и следующие составные части: расширитель с маслоуказателем, газоотводные трубы, газовое реле для защиты трансформаторов и защитное реле для устройства РПН, фильтр, воздухоосушители; предохранительный клапан по ГОСТ 12.2.007.2-75; поворотные каретки; радиаторы с вентиляторами, шкаф автоматического управления системой охлаждения; маслопроводы, арматура и контрольно-измерительная аппаратура, устанавливаемая на маслопроводах навесных систем охлаждения и групповых охлаждающих устройств; встроенные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; контрольные кабели, коробка зажимов для присоединения контрольных кабелей, термометры манометрические; вводы в соответствии с ГОСТ 10693-81; устройство РПН комплектно с аппаратурой автоматического регулирования согласно ГОСТ 24126-97; масло трансформаторное согласно ГОСТ10121-76 и ГОСТ 982-80; табличка трансформатора. 1.3.4 Состав технической и эксплуатационной документации К трансформаторам прилагается техническая документация по ГОСТ 11677-85 и эксплуатационная документация по ГОСТ 2.601-2006. Эксплуатационная документация, входящая в комплект поставки, содержит: паспорт; руководство по эксплуатации; ведомость эксплуатационных документов (по монтажу, наладке, пуску, сдаче в эксплуатацию, обеспечению правильной и безопасной эксплуатации, технического обслуживания поставляемого оборудования). 1.3.5 Естественная циркуляция масла и принудительная циркуляция воздуха (система Д) Эта система основана на применении радиаторов, обдуваемых вентиляторами. Вентиляторы создают принудительное движение воздуха со скоростью, значительно большей, чем при естественной циркуляции. Увеличение скорости движения воздуха увеличивает коэффициент теплоотдачи радиатора, поэтому отвод тех же потерь будет происходить при меньшей логарифмической разности температур. При одинаковом значении этой разности теплосъем радиатора увеличивается в 2, 6 раза. 1.3.6 Регулирование под нагрузкой (РПН). Принцип выполнения устройств РПН Только возможность изменения напряжения без перерыва питания потребителя может быть достаточно оперативным, в частности обеспечить встречное регулирование в энергосистемах и наиболее универсальное регулирование режима в промышленных электроустановках. Поэтому потребность в устройствах регулирования под нагрузкой возникла практически сразу же, как только появились промышленные силовые трансформаторы. Устройство для переключения под нагрузкой обязательно содержит две токоведущие цепи, причем ни при каких условиях они не должны быть одновременно разомкнуты, напротив, обязательно существует такое промежуточное положение, называемое положением мост, в котором обе эти цепи оказываются замкнутыми одновременно, и два соседних ответвления регулировочной обмотки соединены между собой. Отечественная электропромышленность начала выпускать трансформаторы с РПН с 1935 г. Но только в последние годы они получили большое распространение и в дальнейшем почти все мощные трансформаторы на 110 Кб и выше будут выполняться с регулированием напряжения под нагрузкой. Наиболее распространенной является схема со встроенным регулированием. Эта схема (рис. 4, а) в урощенном виде включает в себя силовой трансформатор с регулировочной переключаются под нагрузкой обмоткой, ответвления которой переключаются под нагрузкой при помощи специальной аппаратуры, именуемой устройством РПН, или переключающим устройством. С целью снижения (в 2 раза) расхода материалов на изготовление регулировочной обмотки иногда применяют схемы с ее реверсированием, т. е. переключением ее направления при помощи специального - переключателя (реверсора). Пример такой схемы изображен на рис. 4, б. Однако такие схемы несколько усложняют и удорожают переключающие устройства. Рисунок 4 - Схемы регулирования напряжения РПН: а — встроенная; б — с реверсированием; 1— первичная обмотка; 2 — вторичная обмотка; 3 — регулировочная обмотка с ответвлениями; 4 — переключающее устройство; 5 —реверсор Трансформаторы с РПН вообще имеют значительно большие габаритные размеры, вес и, следовательно, стоимость по сравнению с силовыми трансформаторами с ПБВ той же мощности и на тот же класс напряжения. Увеличение стоимости особенно значительно для трансформаторов меньшей мощности. Так, например, стоимость трансформатора с РПН на 1000 ква и 35 кв примерно в 2,5 раза превышает стоимость такого же трансформатора с ПБВ. При увеличении мощности трансформаторов коэффициент удорожания снижается, так как уменьшается удельная стоимость переключающего устройства по отношению к стоимости активных материалов. Увеличение стоимости трансформатора с РПН происходит, кроме того, за счет более широкого диапазона регулирования, требующего большей типовой мощности. Стоимость трансформатора с широкими пределами регулирования напряжения зависит также от того, меняется ли при работе трансформатора напряжение со стороны регулируемой или нерегулируемой обмотки, иными словами, работает ли трансформатор при неизменном значении индукции (когда регулируется обмотка в соответствии с поданным на нее напряжением) или при переменной индукции, когда напряжение меняется на другой, регулируемой обмотке. В последнем случае расход материалов на трансформатор будет больше, так как он должен рассчитываться на наименьшую величину индукции. Увеличение расхода активных материалов при широких пределах регулирования напряжения и при неизменном значении индукции может быть приблизительно определено следующими величинами: 0,5 п% для обмоточной меди и 0,25 п% для электротехнической стали, где п — предел регулирования в %. Если регулирование напряжения производится на стороне нерегулируемой обмотки, т. е. с изменением индукции, то дополнительный расход активных материалов по сравнению с предыдущим случаем увеличивается примерно в 3 раза: 1,5 п% для меди и 0,75 п% для стали. В соответствии с этим увеличится и типовая мощность трансформатора. В большинстве случаев переключающие устройства включаются в нейтральную точку регулируемой обмотки, благодаря чему устройства имеют наименьший уровень изоляции по напряжению. Кроме трансформаторов со встроенным регулированием напряжения применяются также регулировочные автотрансформаторы и так называемые вольтодобавочные агрегаты. Последние обычно состоят из двух трансформаторов — регулировочного и последовательного. 1.3.8 Конструкции вводов Ниже дается краткое описание конструкций трансформаторных вводов на напряжение 110 кВ и более. В настоящее время у нас в стране и за рубежом различны фирмы выпускают вводы для трансформаторного оборудования на напряжение 110 кВ и более со следующими видами внутренней изоляции: С бумажно – масляной (БМИ или OIP) С бумажной, слои бумаги покрыты смолой (RBP) С бумажной, слои бумаги пропитаны смолой (RIP) Последние два вида изоляции называют твердой. Долгое время БМИ применялись во всех вводах на напряжения 110 кВ и более. В последние годы вводы 110 – 220 кВ выполняют преимущественно с твердой изоляцией (RBP и RIP). Во всех случаях для регулирования электрического поля используют системы конденсаторных обкладок, располагаемых в остове ввода. Такие вводы называют конденсаторными. Вводы с твердой изоляцией. Как и во вводах с БМИ, основу внутренней изоляции составляет изоляционный остов, который выполняется путем намотки слоев или кабельной бумаги, покрытой смолой (RBP – изоляция) или кабельной бумаги с последующей пропиткой смолой (RIP – изоляция). В обоих случаях в остов при намотке закладывают конденсаторные обкладки для регулирования электрического поля. От предпоследней обкладки, как и во вводах с БМИ, делается измерительный вывод. После намотки RBP – остовы проходят термообработку и лакирование, а RIP – остовы – пропитку смолой под вакуумом и процесс отвержения смолы. В результате получаются твердые, механически прочные остовы. На твердый остов прессовой посадкой устанавливается соединительная втулка. Для обеспечения герметичности соединения остова со втулкой место стыка дополнительно заливается эпоксидной смолой. Верхняя часть остова закрывается фарфоровой покрышкой, на которую сверху устанавливается фланец. Стыки покрышки со втулкой и фланцем уплотняются прокладками из маслостойкой резины. Сжатие прокладок осуществляется с помощью пружинного узла, который обеспечивает стабильное усилие при изменениях температуры от -60 до +120 градусов. Пространство между остовом и фарфоровой покрышкой заполняется специальным твердеющим компаундом или трансформаторным маслом. Герметичность этой полости, заполненной маслом, обеспечивается с помощью специальной мембраны. Нижняя покрышка отсутствует. Герметичность внутреннего объема трансформатора обеспечивается даже при повреждении фарфоровой покрышки. Нижняя часть ввода с твердой изоляцией на время транспортировки и хранения защищается от увлажнения и механических повреждений полиэтиленовым чехлом и бакелитовым цилиндром. Трансформаторные вводы с твердой изоляцией выполняются протяжными, то есть присоединение к обмотке трансформатора осуществляется путем протяжки гибкого кабеля через центральную трубу ввода или со штекерным соединением. По имеющимся данным, RIP – изоляция имеет кратковременную и длительную электрическую прочность, примерно, в 1,5 раза выше, чем RBP – изоляция. Главное достоинство вводов с твердой изоляцией – резкое снижение опасности возгорания и взрыва при повреждении. Вводы с изоляцией RIP выпускаются с номинальным напряжением от 110 до 800 кВ. Вводы с изоляцией RIP имеют лучшие характеристики в части габаритных размеров, электрической и механической прочности, пожаробезопасности и пр. В случае применения полимерной покрышки вместо фарфоровой ввод имеет хорошие характеристики в загрязненной атмосфере за счет гидрофобной силиконовой поверхности покрышки. Эти вводы обладают повышенной сейсмостойкостью. Они имеют хорошие характеристики при работе в установках постоянного тока. Во вводах с полимерной покрышкой заполняется полиуренатом, вспененным элегазом. Вводы с такой изоляцией обладают также следующими достоинствами: абсолютно сухая, взрыво- и пожаробезопасная, не требующая обслуживания конструкция; стабильность свойств на всем протяжении эксплуатации; высокая трекингостойкость; гидрофобность внешней изоляции, снижающая вероятность перекрытия даже при увлажнении загрязненной изоляции; эластичность полимерной изоляции, снижающая риск повреждений при транспортировке и монтаже; отсутствие ограничений по величине угла установки ввода к вертикали; стойкость к сейсмическим нагрузкам; минимальная масса; экологическая безопасность. 1.3.9 Характеристика Таблица 3 – Технические характеристики 2. РАСЧЕТНО – ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Подготовка трансформаторов к работе при первом включении и после ремонта Новый трансформатор или трансформатор, находящийся в эксплуатации, может быть введен в работу после окончания монтажных, наладочных или ремонтных работ на трансформаторе и его оборудовании устройств вторичной коммутации при условии соответствия результатов испытаний трансформатора требованиям РД 16.363-87, инструкций по эксплуатации составных частей трансформатора или ГКД 34.20.302-2002 (после ремонта). При первом включении трансформатора после монтажа или после ремонта, связанного с отсоединением или заменой цепей вторичной коммутации, необходимо проверить воздействие устройств релейной защиты и автоматики (далее – РЗА) трансформатора на отключение выключателей, установленных в его цепи, и ввести эти устройства в работу согласно местной инструкции по эксплуатации устройств РЗА. На термометрах манометрических и датчиках температуры выполнить следующие уставки: - 95 °С - термосигнализатор, который сигнализирует о граничной температуре верхних слоев масла трансформатора с системой охлаждения типа “Д”; - 55 и 50 (40 и 35) °С - соответственно замыкающий и размыкающий контакты термосигнализатора, который используется в схеме управления системой охлаждения трансформатора типа “Д”; - 5 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления подогрева шкафа привода устройства РПН и ШАОТ; - минус 25 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления приводами РПН (проверяется согласно с паспортом датчика). Осмотреть трансформатор, электрооборудование его первичной цепи, убедиться в его исправном состоянии. При внешнем осмотре трансформатора проверить: - отсутствие повреждений, нарушений герметичности и маслоплотности, следов коррозии; - состояние изоляторов вводов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, протекания масла через уплотнения, следов перекрытия и др.) ; - состояние фланцевых соединений бака и других узлов (вводов, устройств РПН, термосифонных фильтров); - отсутствие посторонних предметов, которые влияют на работу трансформатора; - целостность и исправность измерительных и защитных устройств (манометрических сигнализирующих термометров, газового реле, защитных реле баков контакторов устройств РПН, маслоуказателей, манометров на герметичных вводах); - состояние видимых контактных соединений и заземлений; - показания маслоуказателей расширителей на соответствие средней температуре масла в баке трансформатора и в баке контактора устройства РПН - уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен быть на уровне, соответствующему средней температуре масла в трансформаторе, который устанавливается примерно в соответствии с среднесуточной температурой окружающего воздуха. Уровень масла в отсеке расширителя бака контактора устройства РПН при положительной температуре масла должен соответствовать приблизительно середине шкалы маслоуказателя. В трансформаторе, находящемся в работе, уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла трансформатора. - проверить уровень масла и состояние индикаторного силикагеля в высоковольтных негерметичных вводах, давление масла в высоковольтных герметичных вводах в соответствии с инструкцией по эксплуатации вводов; - состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях; - уровень масла в масляных затворах воздухоосушителей; - состояние узлов передачи устройств РПН (отсутствие поломок шарнирных и нониусных муфт, отсутствие нарушений стопорения и покрывания ледом узлов передачи, наличие смазки; - состояние приводов устройств РПН и взаимное соответствие показаний указателей положения привода и переключающего устройства, а также указателя положений устройства РПН на щите управления; - состояние ШД, ШАОТ и аппаратуры в них; - работу схемы обогрева ШАОТ привода устройства РПН; - состояние системы охлаждения и ее работоспособность. Дополнительно необходимо проверить: - открытое положение отсечного клапана (при наличии); - соответствие положения вентилей на маслопроводах (от расширителей к бакам трансформатора и контакторов устройств РПН ), а также на маслопроводах доливки масла обозначенного на схеме установки расширителя; - открытое положение запорной арматуры на маслопроводах системы охлаждения, термосифонных и адсорбционных фильтров; - состояние заземления бака выводов нейтрали обмоток трансформатора, если не предусмотрено ее разземление; - показания термосигнализаторов и соответствие выставленных на них уставок, указанным в 2.1.3.; - состояние электрооборудования и ошиновки цепи трансформатора, обращая внимание на подключение вентильных разрядников или ограничителей перенапряжения. - в зимнее время проверить исправность обогрева шкафа приводного механизма устройства РПН, шкафа автоматики охлаждения трансформатора (ШД). Кроме того, кратковременным (до появления течи масла) открытием крана на крышке газового реле необходимо удалить из него воздух. Произвести выпуск воздуха через предусмотренные конструкцией трансформатора пробки. Подготовить к вводу в работу схему управления устройством РПН трансформатора, для чего необходимо: - в шкафу привода РПН установить в положение “ Д “ (дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН; - на панели щита управления установить в положение “ Д” (Дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН; - подать напряжение 0,23 (0,4) кВ в схему управления устройства РПН; - с целью очистки контактной системы от окиси и шлама выполнить не менее десять циклов переключения по всему диапазону РПН и ПБВ - установить переключающее устройство в требуемое положение и зафиксировать. Проверить соответствие указателя положения приводного механизма устройства РПН в шкафу привода указателю положения переключающего устройства на панели управления. В зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже минус 25 °С указанные в п. 2.1.6. переключения устройства РПН не производить. Установить в необходимое положение привод устройства ПБВ и проверить его застопоренное положение. Произвести необходимые измерения на предмет соответствия действительному установленного положения переключающих устройств: для устройств ПБВ – во всех случаях, для устройств РПН – в зависимости от состояния трансформатора по результатам предыдущей эксплуатации. 2.2 Подготовка трансформаторов к работе в процессе текущей эксплуатации Подготовку трансформаторов к работе после простоя длительностью менее 3 месяцев, когда ни на одну обмотку не было подано напряжение, необходимо производить согласно требованиям п.п. 6.14. - 6.1.7. настоящей инструкции. При этом допускается провести только 2-3 цикла переключений устройств ПБВ и РПН. Необходимо ввести в работу устройства РЗА трансформатора и, при необходимости, проверить их воздействие на коммутационные устройства в цепи трансформатора. Подготовку трансформатора к работе после простоя в резерве длительностью более трех месяцев и более, когда ни на одну из его обмоток не было подано напряжение, необходимо производить согласно с п. 6.2.1., но в этом случае дополнительно: - отобрать пробу масла из бака трансформатора и проверить его пробивное напряжение, влагосодержание, газосодержание; - отобрать пробу масла из бака контактора устройства РПН и проверить пробивное напряжение и влагосодержание масла; Результаты проверок должны соответствовать требованиям пунктов приложения настоящей инструкции. При несоответствии качества масла требованиям вышеуказанных пунктов необходимо выяснить и устранить причину ухудшения характеристик масла. - произвести измерения характеристик изоляции (R60 и tgd) трансформатора и оценить полученные результаты в соответствии с РД 16.363 – 87 или ГКД 34.20.302 – 2002 с учетом результатов предыдущих испытаний. Подготовку трансформатора к работе после его автоматического отключения действием защит от внутренних повреждений необходимо производить в такой последовательности. По действию сигнальных устройств определить типы защит, срабатывание которых привело к отключению трансформатора. Произвести внешний осмотр трансформатора и оборудования с целью выяснения причины отключения трансформатора. Осмотреть газовое реле и отобрать пробы газа и масла для проверки газа на горючесть и проведения химического анализа. Отобрать пробы масла из бака трансформатора для проведения анализа, если причины отключения не объясняются неправильным действием релейной защиты или повреждением оборудования, входящего в зону действия сработавшей защиты. Провести электрические испытания и измерения трансформатора в следующем объеме: замер сопротивления изоляции, тока холостого хода, напряжения короткого замыкания, сопротивления обмоток постоянному току. При отключении трансформатора действием реле бака контактора дополнительно руководствоваться указаниями п.2.4.3.2 настоящей инструкции. Трансформатор необходимо вывести в ремонт в случае: - его видимого повреждения; - если газ горючий; - если в газе содержатся (по результатам физико-химического анализа и хроматографического анализа растворенных в масле газов) продукты разложения изоляции или масла, подтвержденные результатами электрических испытаний и измерений; - неудовлетворительных результатов электрических испытаний и измерений; При срабатывании защитного реле бака контактора РПН трансформатор выводится из работы для ревизии контактора. После окончания ремонта трансформатора его необходимо испытать. При соответствии результатов испытаний требованиям ГКД 34.20.302 – 2002 трансформатор необходимо подготовить к включению в работу согласно п. 2.2.1 настоящей инструкции. В случае отключения трансформатора действием защит от внешних повреждений при отсутствии при этом признаков повреждения его первичной цепи, трансформатор может быть включен в работу без проверок. Если причиной отключения явилось ложное срабатывание защит, трансформатор следует включать в работу после устранения неисправности. Во всех случаях включение трансформатора в работу после его автоматического отключения производится с разрешения главного инженера предприятия. Подготовку к работе комплектующих изделий и составных частей трансформатора после выполнения ремонтных или профилактических работ на них выполнить в соответствии с указаниями инструкций по эксплуатации. 2.3 Включение трансформаторов в работу После выполнения подготовительных работ и получения разрешения на ввод трансформатора в работу необходимо собрать его схему первичных соединений согласно указаний местной инструкции по оперативным переключениям. Включать трансформатор следует не раньше чем через 12 часов после последней заливки масла в трансформатор. По окончании работ, связанных с частичным сливом масла, допускается включение трансформатора в работу через 6 часов после доливки масла. Включать трансформатор в работу следует толчком на полное напряжение со стороны ВН, СН или НН. Перед включением необходимо проверить отсутствие воздуха в газовом реле путем кратковременного открытия вентиля на газовом реле до появления масла. После включения необходимо в течение не менее 12 часов осуществлять контроль за появлением воздуха в газовом реле трансформатора, периодически открывая вентиль газового реле и выпуская скопившийся воздух с соблюдением необходимых мер безопасности. При первом включении после монтажа или ремонта трансформатор следует включать на холостой ход при отключенных вентиляторах системы охлаждения не менее чем на 30 минут для прослушивания и наблюдения за его состоянием. При первом включении после монтажа при наличии выключателей со стороны питания рекомендуется осуществить от трех до пяти включений трансформатора толчком на номинальное напряжение для проверки отстройки его защиты от толчков намагничивающего тока. На панелях защит и сигнализации необходимо проверить отсутствие сигналов неисправности трансформатора. При их наличии необходимо устранить причину неисправности, после чего включить трансформатор под нагрузку. Вентиляторы обдува должны включаться автоматически при достижении температуры масла 55 °С или при номинальной нагрузке независимо от температуры масла. Дутье должно отключаться при снижении температуры масла до 45 - 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального. Включение трансформаторов на полную нагрузку в зимнее время допускается при температуре верхних слоев масла минус 40 °С и выше в трансформаторах с охлаждением вида М и Д. 2.4 Эксплуатация трансформаторного масла Трансформаторы напряжением 110 кВ необходимо заливать маслом под вакуумом согласно с РД 16.363 – 87. Трансформаторы напряжением ниже 110кВ можно заливать маслом без вакуума. Трансформаторы напряжением до 150кВ можно заливать маслом с температурой не ниже 10 °С. После включения под напряжение трансформаторов после монтажа или ремонта масло, залитое в них, должно подвергаться сокращенному анализу. В трансформаторах напряжением 110кВ и выше, кроме того, измеряют tgd при двух температурах. Трансформаторное масло, находящееся в эксплуатации, должно подвергаться сокращенному анализу и измерению tgd согласно ГКД 34.20.302-2002 в сроки, указанные в них, а также после текущего ремонта трансформаторов. Порядок отбора проб масла указан в Приложении №3 настоящей инструкции. Масло из контакторов устройств РПН проверяется на наличие влаги и пробивное напряжение. При снижении пробивного напряжения масла ниже нормированных значений или при обнаружении воды согласно с ГОСТ 1547-84 или ГОСТ 7822-75 масло необходимо заменить. Кроме того, масло необходимо менять после достижения количества переключений, указанных в заводской инструкции на данный тип переключателя. Масло с трансформаторов мощностью 630 кВ?А и менее не отбирается. Внеочередной отбор пробы масла для сокращенного анализа необходимо производить при уменьшении сопротивления изоляции, при появлениях признаков внутреннего повреждения трансформатора (выделение газа, посторонние шумы внутри трансформатора и др.). Из герметизированных трансформаторов без расширителя пробы масла отбираются по согласованию с заводом-изготовителем. Трансформаторное масло следует испытывать согласно требований ГКД 34.20.302-20025. Если характеристики изоляции трансформатора и вводов ухудшились в сравнении с нормами, необходимо определить зависимость характеристик изоляции от масла и температуры. Масло, впервые залитое в трансформатор, а также находящееся в эксплуатации, по всем показателям должно соответствовать требования ГКД 34.20.302-2002. Производить очистку, доливку и регенерацию масла допускается как на отключенном, так и на работающем трансформаторе. Работы выполняются согласно Приложения №3 настоящей инструкции. При необходимости доливки масла в трансформатор следует иметь в виду, что масла разных марок , которые имеют антиокислительные присадки, как и различные масла, не имеющие присадок, могут беспрепятственно смешиваться в любых количествах. Смешивать масло без присадки с маслом с присадкой не допускается. Это может привести к ухудшению стабильности смеси. Смешивать масла необходимо согласно ГКД 34.43.101-97. Для поддержания необходимого качества изоляционного масла в эксплуатации и замедления его старения масло в трансформаторах с массой масла более 1000 кг и более должно подвергаться непрерывной регенерации в термосифонных или адсорбционных фильтрах. Если в трансформатор залито масло, не имеющее антиокислительной присадки, рекомендуется вводить в масло стабилизирующие присадки. Трансформаторы напряжением 110 кВ и выше должны иметь воздухоосушительные фильтры для замедления процесса увлажнения масла. Периодичность замены сорбента в фильтрах указана в Приложении №3 настоящей инструкции. Масло в негерметичных маслонаполненных вводах должно быть защищено от увлажнения и старения при помощи воздухоосушительных фильтров с масляными затворами или других устройств. Масло в масляных затворах вводов на напряжение 110кВ, не имеющие вохдухоосушителей, необходимо менять один раз в год, а вводов, имеющих воздухоосушители - один раз в 4 года. Сорбент в воздухоосушителях необходимо менять по мере его увлажнения, но не реже одного раза в год. При ненормальном повышении уровня масла в расширителе, определяемом по маслоуказателю, необходимо выяснить причины его повышения. При этом запрещается открывать пробки, краны, прочищать отверстия дыхательной трубки без отключения оперативного тока газовой защиты. 2.5 Регенерация трансформаторных масел Регенерация трансформаторного масла на месте эксплуатации трансформаторов является, важным элементом превентивной системы обслуживания трансформатора. Сроком эксплуатации трансформатора является срок жизни изоляционной системы. Наиболее широко используемой системой изоляции является жидкая изоляция (трансформа- торные масла), а также твердая изоляция (бумага, лес, т.е. целлюлозная продукция). Изоляционное масло обеспечивает почти 80% электрической прочности в трансформаторе. Большинство поломок трансформаторов (почти 85%) происходит из-за повреждения системы изоляции. Трансформаторные масла являются хорошей изоляционной средой, когда ими насыщены изоляционные бумаги, картоны, ткани и увеличивают пробивное электрическое напряжение материалов, которыми изолируются обмотки. Низкая вязкость масла позволяет ему проникать в твердую изоляцию и отводить тепло, передавая его в систему охлаждения. В этом случае жид- кая изоляция также служит как охладитель. Стабилизация масел от окисления позволяет маслам работать при высокой температуре и на долгое время предохраняет систему изоляции от серьезных поломок. 2.5.1 Процесс старения Старение или ухудшение изоляционного масла, обычно связывается с окислением. При появлении в масле кислорода и воды, изоляционное масло окисляется даже при идеальных условиях. На состояние изоляционного масла также влияют загрязнения от твердых материалов трансформатора, которые растворяются в масле. Реакции, происходящие в масле между нестабильными гидрокарбонатами, кислородом и водой (влажность) с помощью таких ускорителей, как тепло, приводят к распаду (окислению) масла. Тепло и влажность вместе с окислением, которые действуют как первоначальные ускорители, являются главными врагами твердой изоляции. При правильном обслуживании охладительной и изоляционной систем, возраст эксплуатации изоляционной системы может быть увеличен от 40 до 60 лет. Окисление масла устранить невозможно, но его можно контролировать (замедлить) через процесс обслуживания. Одним из основных положений в обслуживании трансформатора является ежегодная проверка масла. Анализ масла позволяет судить о состоянии изоляционной системы трансформатора. Влажность состоит из чистой воды, воды растворенной в продуктах распада масла, растворенной воды и воды, которая имеет химическую связь (часть химической структуры в молекулах глюкозы и необходимой для сохранения механической прочности целлюлозы). Полное освобождение от влажности изоляционной целлюлозы невозможно. Трансформаторное масло при высоких температурах набирает больше влаги, чем при низких. Если смесь масла с водой охладить, вода уйдет в осадок. Отторженная вода будет впитываться в изоляцию, или ее притягивают продукты распада в масле (вода, смешанная с маслом). Влажность будет распределяться между бумагой и маслом, но непропорционально. Изоляционная бумага поглощает воду с масла и удерживает ее внутри, в местах самого высокого напряжения. Загрязнение формируется в процессе износа трансформатора. Кислоты, сформированные в процессе окисления, атакуют целлюлозу и металлы и создают мыльный металл, альдегид, спирт, которые осаждаются как кислотные грязи (тяжелые вещества) на изоляции, боковых стенах бака, в дыхательной системе, системе охлаждения, и т.д. Грязь появляется быстрее при сильно загруженном, горячем и при неправильно эксплуатируемом трансформаторе. Грязь увеличивает вязкость масла, и тем самым уменьшает его охлаждающую способность, что ведет к сокращению службы трансформатора. Загрязнение является причиной усадки изоляции, приводит к разрушению лаков и целлюлозных материалов. Они также являются проводниками разрядов и токов и, являясь гигроскопичными, впитывают влагу и приводят к перегреву системы изоляции. Грязи осаждаются на сердцевину обмотки, что приводит к увеличению температуры работающего трансформатора. 2.5.2 Замена масла (фильтрование, промывка, перезаливка) Эту процедуру лучше сделать на месте. Трансформатор осушается от масла. Внутренняя часть промывается горячим нафтеновым маслом или отрегенерированным маслом, чтобы уда- лить скопление грязи и затем заполнить восстановленным маслом. Загрязненное масло снова регенерируется установкой корпорации PALL. Если промывка загрязненного трансформатора производится только через смотровое отверстие, то очистится приблизительно 10 % от внутренней поверхности. В таких случаях плен- ка загрязненного масла останется на большой части поверхности обмотки и внутренней поверхности бака трансформатора. Следует отметить, что до 10% объема масла в трансформаторе впитается в целлюлозную изоляцию. Оставшееся масло в изоляции и трансформаторе содержит полярные структуры и может разрушить большое количество нового или отрегенерированного масла. Если верх покрытия убран, приблизительно 60% поверхности может быть очищено. Для более высокой степени очистки необходимо пользоваться технологией «Регенерация твердой изоляции от кислых продуктов и продуктов испарения». Простая замена масла не удаляет всю осадочную грязь в системе охлаждения и между обмотками. Эти осадочные грязи будут растворяться в новом масле и способствовать процессу окисления. 2.5.3 Регенерация и очищение от грязи на месте Процесс регенерации масла и очищения от грязи может происходить на месте (возможно прямо в баке трансформатора). Масло откачивается из нижней части бака, нагревается и прогоняется через установку корпорации PALL, фильтруется, дегазируется и обезвоживается перед тем, как она вернется в верхнюю часть трансформатора через расширительный бак. Процесс продолжается до тех пор, пока масло не будет соответствовать стандарту или другим спецификациям. Методика восстановления масла использует метод нагрева, адсорбции и вакуумирования (выделение воды и дегазация). Все обнаруженные утечки масла в системе должны быть устранены перед обработкой масла. Разница между регенерацией и очисткой масла заключается в том, что очистка не может удалять такие вещества как: кислоты, альдегиды, кетоны и т.д., растворенные в масле. Таким образом, очистка не может менять цвет масла от янтарного до желтого. В то время как, регенерация включает в себя также очистку фильтрацию и обезвоживание. 2.5.4 Произведенная регенерация на месте дает следующие результаты Влагосодержание в масле снизилось до 10 ррт; Кислотность снизилась до 0,02 мгм КОН/гр масла; Пробивное напряжение увеличилось до 70 кВт; Межфазное напряжение увеличилось до 40 дн; tgd масла достиг 0,003; Грязи перешли в растворенное состояние или в состояние суспензии в масле и удалены в процессе регенерации; Стабильность окисления масла восстановилась, как у нового масла; Цвет масла восстановился и стал светло желтым; Пробивное напряжение твердой изоляции улучшилось. Несмотря на то, что нормальная регенерация будет удалять грязь, которая растворилась или стала суспензией в масле, она не будет удалять осадочную грязь. Процесс очистки - это очистка трансформатора горячим маслом, вследствие чего удаляются грязные осадки. Очищение от грязи или вымывание горячим маслом необходимо когда анализ масла выявляет больше чем 0,15 мгм КОН/гp и межфазное напряжение меньше чем 24 дн./см. Очищение от грязи про- изводится с помощью установки для регенерации масла. Процесс требует нагревать масло до тех пор, пока не будет достигнута точка растворимости грязи в трансформаторе и в целлюлоз- ной изоляции. Масло тогда играет роль как растворитель для собственных продуктов распада. 2.6 Очистка трансформаторных масел Усадка изоляции и обезвоживание трансформаторного масла. Усадка изоляции может быть результатом движений катушки под нагрузкой, в частности, ударной, и являться причиной преждевременных поломок. Усадка изоляции — это результат целлюлозной деградации. Регенерация трансформаторного масла на месте не вызывает усадки изоляции. Более 40-летний опыт в США показывает, что если трансформаторная изоляция сверх сухая (до +2% сухого веса), усадка изоляции не происходит. Целью процесса регенерации является регенерация масла в трансформаторе, но не осушка трансформаторной изоляции. Невозможно сушить твердую изоляцию в течение регенерационного периода (для достижения сверх- сухих уровней необходимо большое количество времени). Перемещение влаги с увлажненной изоляции методом термодиффузионной осушки - это естественный, не принудительный процесс, целью которого является восстановление баланса между изоляцией обмотки и маслом. Процесс усадки изоляции при нормальных условиях эксплуатации трансформатора - это достаточно медленный процесс, который зависит от уровня диффузии воды через твердую изоляцию. Удаление грязи из активных частей трансформатора. Грязь формируется (скапливается) в волокнах целлюлозы изоляционной системы. В процессе очистки масло нагревается до тех пор, пока не будет достигнута точка растворимости загрязнений в трансформаторе и в целлюлозной изоляции. Затем масло действует, как растворитель собственных продуктов разложения. Процесс гарантирует, что перерастворенные грязи будут удалены в процессе регенерации и масло будет очищено. Таким образом, регенерация и очистка - процесс более обширный, чем просто восстановление масла. Потеря фурановой величины. Восстановление (регенерация или очистка) или замена трансформаторного масла разрушает фурановые соединения, используемые для предсказания уровня полимеризации (состояния и продолжительности жизни изоляции). Фурановые анализы трансформаторного масла должны быть сделаны до начала очистки. Если качество трансформаторного масла ухудшается до уровня предельного значения и масло не меняется или не регенерируется, это может сократить жизнь трансформатора. После очистки масла устанавливается новая базовая линия для контроля фурановых соединений. Будущие фурановые тесты должны быть подведены к новой базовой линии. Устранение ароматических соединений. Некоторые типы ароматических соединений могут функционировать как антиоксидант. Большинство спецификаций требует, чтобы содержание полиароматических гидрокарбонатов было 3%. Большое количество ароматических соединений понижает диэлектрик или импульсивную прочность и увеличивает способность масла растворять большинство твердых изоляционных материалов, находящихся в масле. Стабильность окисления отрегенерированного масла (после 164 часов 100 0С) достигает 0,06% от массы, что ниже главного определенного максимального уровня ( 0,1% массы). Пробой. Перед началом регенерации вся система, включая шланги, заполняется маслом. Старое масло и вещества в суспензии, которая образовалась на дне бака трансформатора, откачивается из нижней части трансформатора (отфильтрованное, очищенное масло) и подается в трансформатор через расширительный бак. Таким образом, уровень масла в трансформаторе не падает. Масло будет циркулировать без усилий и загрязняющие вещества не будут возвращаться в бак трансформатора. Только чистое, обезвоженное, свободное от частиц (отфильтрованное) масло вернется в бак. Очистка - это последовательный и медленный процесс, который растворяет и выводит из трансформатора грязь в течение всего времени очистки. Повреждение трансформаторного масла. При поднятии температуры масла до точки растворимости продуктов разложения необходимо использовать только автоматическое регулирование нагрева масла в целях избежания термоокисления и разрушения масла. Более чем 40-летний опыт США доказал, что с правильно спроектированным оборудованием очистка трансформаторного масла может быть безопасной и экономичной процедурой. Однако, если оборудование плохо спроектировано, масло может быть повреждено в нагрева- тельном агрегате или окислено при использовании центрифуг вместо специальных нагревателей. 2.7 Масло после очистки Влага в масле. Если изоляция трансформатора увлажнена, то влага будет перемещаться с увлажненной части изоляции к сухому маслу до тех пор, пока не возникнет баланс оперативной температуры между целлюлозой и маслом. Диэлектрическая прочность диэлектрика. Диэлектрическая прочность диэлектрика понизится, как только возрастет влажность в масле вследствие регенерации. Кислотность. Если кислотность значительно повысится за короткий период вследствие регенерации, это возможно только по причине растворения грязи в активных частях трансформатора. Однако это будет означать, что процесс регенерации или очистки зависит только от времени. Если использовались неподходящее оборудование или установки, масло может быть повреждено и его стабильность к окислению нарушена, вследствие чего характеристики масла будут ухудшаться намного быстрее. Можно смело гарантировать качество отрегенерированного масла по меньшей мере на период до двух лет с последующими очистками, при условии что трансформатор должным образом загерметизирован, атмосферный клапан и селикагель обслуживается весь этот период и эксплатационные температуры трансформатора (масла и температура обмотки) не превышают допустимые температуры. Гарантийный период зависит от начального качества масла, типа использованных изоляционных материалов и окружающей среды. Заключительные испытания. В заключительные испытания рекомендуется включать анализы газа в масле, влагу в масле и пробивную способность. 2.8 Расчет трансформатора ТРДН – 25000/110 Таблица 4 - Данные, используемые в трансформаторе:
2.8.1 Расчет основных электрических величин трансформаторов Мощность одной фазы трансформатор, кВА (1) Где S – номинальная мощность трансформатора, m – число фаз Sф = 25000/3 = 8333,3 (кВА) Линейные токи, А На стороне ВН: (2) На стороне НН: (3) = 2261,8 Фазные токи, А На стороне ВН: (4) На стороне НН: (5) Фазные напряжения, кВ На стороне ВН: (6) = 66,3 На стороне НН: (7) = 11 Испытательные напряжения Испытательные напряжения обмотки ВН = 85 кВ. Основные изоляционные расстояния обмотки ВН определяем по таблице 5: Таблица 5 - Минимально допустимые изоляционные расстояния обмоток ВН = 30 мм; 30 мм; = 80 мм. Активная ( и реактивная составляющие напряжения короткого замыкания, % (8) (9) % 2.8.2 Расчет магнитной системы трансформатора Выбор исходных данных. Магнитная система плоская, стержневая несимметричная шихтованная, с косыми стыками на крайних стержнях и комбинированными на среднем стержне по рисунку 5, в. Сталь холоднокатаная текстурованная рулонная марки 3405 толщиной 0,30 мм. Расчетная индукция ВC = 1,65 Тл Рисунок 5 - Варианты плана шихтовки магнитной системы: а - косые стыки в шести углах; б - косые стыки в четырех и прямые - в двух углах; в - сочетание косых стыков с комбинированными Основные размеры магнитной системы диаметр стержня d=0,63 мм Таблица 6 – Площади сечения стержня и ярма и объем угла плоской шихтованной магнитной системы без прессующей пластины и с прессующей пластиной Находим по таблице 6: Сечение стержня: (10) ( Сечение ярма: (11) = 0,28397 ( Объем стали угла: (12) ( Масса стали ярм: (13) Где с – число активных (несущих обмотки) стержней: для трехфазного трансформатора с=3; ; плотность трансформаторной стали, кг/ (холоднокатаная 7650 кг/ =26068 (кг) (14) =2265 (кг) Масса стали угла: (15) (кг) Полная масса ярм: (16) Список литературы Тихомиров П. М. Расчет трансформаторов. Москва Энергоатомиздат, - 1986 г. Лизунов С. Д. и Лоханин А. К. Силовые трансформаторы. Справочная книга. Москва Энергоатомиздат, - 2004 г. НПП Эпром Инжиниринг (г. Запорожье, Украина). Регенерация и очистка трансформаторных масел. www.eprom.net.ua. Инструкции по эксплуатации оборудования подстанций. Эксплуатация силовых масляных трансформаторов 35-110 кВ. https://ru.wikipedia.org/wiki/Силовой_трансформатор. Download 1,66 Mb. Do'stlaringiz bilan baham:
|
kiriting | ro'yxatdan o'tish
Bosh sahifa
юртда тантана
Боғда битган
Бугун юртда
Эшитганлар жилманглар
Эшитмадим деманглар
битган бодомлар
Yangiariq tumani
qitish marakazi
Raqamli texnologiyalar
ilishida muhokamadan
tasdiqqa tavsiya
tavsiya etilgan
iqtisodiyot kafedrasi
steiermarkischen landesregierung
asarlaringizni yuboring
o'zingizning asarlaringizni
Iltimos faqat
faqat o'zingizning
steierm rkischen
landesregierung fachabteilung
rkischen landesregierung
hamshira loyihasi
loyihasi mavsum
faolyatining oqibatlari
asosiy adabiyotlar
fakulteti ahborot
ahborot havfsizligi
havfsizligi kafedrasi
fanidan bo’yicha
fakulteti iqtisodiyot
boshqaruv fakulteti
chiqarishda boshqaruv
ishlab chiqarishda
iqtisodiyot fakultet
multiservis tarmoqlari
fanidan asosiy
Uzbek fanidan
mavzulari potok
asosidagi multiservis
'aliyyil a'ziym
billahil 'aliyyil
illaa billahil
quvvata illaa
falah' deganida
Kompyuter savodxonligi
bo’yicha mustaqil
'alal falah'
Hayya 'alal
'alas soloh
Hayya 'alas
mavsum boyicha
yuklab olish
Bosh sahifa
юртда тантана
Боғда битган
Бугун юртда
Эшитганлар жилманглар
Эшитмадим деманглар
битган бодомлар
Yangiariq tumani
qitish marakazi
Raqamli texnologiyalar
ilishida muhokamadan
tasdiqqa tavsiya
tavsiya etilgan
iqtisodiyot kafedrasi
steiermarkischen landesregierung
asarlaringizni yuboring
o'zingizning asarlaringizni
Iltimos faqat
faqat o'zingizning
steierm rkischen
landesregierung fachabteilung
rkischen landesregierung
hamshira loyihasi
loyihasi mavsum
faolyatining oqibatlari
asosiy adabiyotlar
fakulteti ahborot
ahborot havfsizligi
havfsizligi kafedrasi
fanidan bo’yicha
fakulteti iqtisodiyot
boshqaruv fakulteti
chiqarishda boshqaruv
ishlab chiqarishda
iqtisodiyot fakultet
multiservis tarmoqlari
fanidan asosiy
Uzbek fanidan
mavzulari potok
asosidagi multiservis
'aliyyil a'ziym
billahil 'aliyyil
illaa billahil
quvvata illaa
falah' deganida
Kompyuter savodxonligi
bo’yicha mustaqil
'alal falah'
Hayya 'alal
'alas soloh
Hayya 'alas
mavsum boyicha
yuklab olish