Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Монтаж и эксплуатация ТП6-10/0,4 кВ сельскохозяйственного назначения

Эксплуатация трансформаторов ТП - Монтаж и эксплуатация ТП6-10/0,4 кВ сельскохозяйственного назначения

Оглавление
Монтаж и эксплуатация ТП6-10/0,4 кВ сельскохозяйственного назначения
Конструкции и оборудование ТП
Индустриализация монтажа ТП
Монтаж трансформаторов
Монтаж оборудования КТП
Монтаж шин ТП
Монтаж заземления ТП
Монтаж КТП и ТП на объектах
Испытание оборудования и подготовка ТП к включению
Эксплуатация ТП
Эксплуатация трансформаторов ТП
Эксплуатация электрооборудования ТП
Профилактические испытания трансформаторов и оборудования ТП
Эксплуатация строительной части ТП
Техника безопасности при эксплуатации ТП

Эксплуатация трансформаторов заключается в систематическом контроле за их нагрузкой, температурой масла и его уровнем в расширителе [3]. При номинальной нагрузке трансформаторов с естественным масляным охлаждением температура верхних слоев масла согласно ПТЭ не должна превышать 95°С. Температура нагрева его обмоток при этом достигает 105°С, так как перепад температуры от обмоток до верхних слоев масла равен примерно 10°С. Следует, однако, учитывать, что при номинальных нагрузках максимальная температура в наиболее горячих местах обмоток будет на 30— 35°С выше, чем в верхних слоях масла. Температура же масла в нижних слоях всегда меньше, чем в верхних; так, при температуре масла в верхних слоях 80°С внизу она будет 30—35°С, а в середине бака трансформатора — 65—70°С.
Известно, что с изменением нагрузки трансформатора температура масла повышается или снижается значительно медленнее, чем температура обмоток. Поэтому показания термометров, измеряющих температуру масла, фактически отражают изменения температуры обмоток с запозданием на несколько часов.
Большее значение для нормальной длительной работы трансформаторов имеет температура окружающего их воздуха. В средней полосе   она колеблется от —35 до +35°С. При этом допускается превышение температуры масла в трансформаторе над максимальной температурой окружающего воздуха до 60°С, и трансформаторы в этих местностях могут работать при номинальной мощности, указанной на их табличке. Когда температура воздуха будет больше 35°С (но не выше 45°С), нагрузка трансформатора должна быть снижена из расчета 1 % его номинальной мощности на каждый градус превышения температуры воздуха.
Режим работы трансформаторов определяется значениями тока нагрузки, напряжения на стороне первичной обмотки и температуры верхних слоев масла.

Согласно требованиям [1] необходимо периодически по графику в периоды максимальных и минимальных нагрузок проверять напряжение в сети и нагрузку трансформаторов, общую и каждой из фаз, для выявления ее неравномерности. Напряжение, подводимое к понижающему трансформатору, не должно превышать более чем на 5% значение напряжения, соответствующее данному ответвлению обмотки ВН. Как правило, трансформаторы не должны перегружаться сверх номинальной мощности. Однако трансформаторы ТП не всегда бывают загружены равномерно до номинальной мощности ни в течение суток, ни в течение года. В связи с этим допускается перегружать трансформаторы за счет недоиспользования их мощности в периоды недогрузки.
Нагрузка, например, сельских ТП часто колеблется в течение суток от 15 до 100%, а продолжительность ее максимума иногда не превышает 1—2 ч. Наиболее низкая нагрузка ТП бывает летом, когда ее максимум в сравнении в зимним составляет только 40—60%. Учитывая эти особенности, зимой трансформатор можно дополнительно перегружать из расчета 1% его номинальной мощности на 1% недогрузки его в летнее время, но не более чем на 15%. Суммарная длительная зимняя перегрузка за счет суточной и летней недогрузок допускается до 30% номинальной мощности трансформатора, работающего на открытом воздухе, и до 20% —в закрытых помещениях.
По окончании перегрузки температура перегрева отдельных частей трансформатора не должна выходить за допустимые пределы. Допустимая перегрузка и ее продолжительность для масляных трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677-65 и 12022-66, могут быть установлены по графикам нагрузочной способности согласно ГОСТ 14209-69.
Помимо указанных перегрузок для ранее незагруженных трансформаторов в эксплуатации допускается кратковременная перегрузка в аварийных режимах. Аварийные перегрузки независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры окружающего воздуха допускаются в следующих пределах:

Важное значение имеет также равномерное распределение нагрузки по фазам. Неравномерность нагрузки вызывает дополнительный нагрев масла и обмоток трансформатора, что приводит к преждевременному старению изоляции обмоток и масла и может вызвать повреждение трансформатора. Кроме того, при этом
создается несимметрия фазных напряжений, что может привести к повреждению токоприемников потребителей, включенных между фазным и нулевым проводами. Степень неравномерности нагрузки фаз трансформатора на стороне 380/220 В не должна превышать 10%. Степень или коэффициент неравномерности kH, %, определяется формулой
где /макс — значение тока в максимально загруженной фазе, А; /ср — среднее арифметическое значение токов трех фаз в тот же момент, А:

Проверка общей нагрузки, распределение нагрузки и уровней напряжения по фазам производится не менее 3 раз в год в характерные сутки в периоды максимальной и минимальной нагрузок трансформатора на стороне вторичного Напряжения. Внеочередная проверка делается при возникновении значительных изменений нагрузки (присоединение новых потребителей либо увеличение мощности существующих и т. д.). Значение нагрузки фаз измеряется на стороне 0,4 кВ токоизмерительными клещами со шкалой амперметра от 5 до 1000 А, а уровней напряжений — стрелочными вольтметрами со шкалой до 600 В.

Неисправности трансформаторов.

При нормальной эксплуатации трансформаторы работают вполне надежно около 20 лет. Однако при неправильной работе устройств защиты от перенапряжений и от токов к. з,- и других причин возможна повреждаемость трансформаторов. Больше всего повреждаются обмотки трансформатора (около 60 %). Далее идут выводные изоляторы, переключатели ответвлений обмоток и, наконец, магнитопровод, бак, арматура и прочее.
Основными видами повреждений обмоток являются витковые замыкания, замыкания на корпус (пробой изоляции), междуфазные к. з. и обрыв. Витковые замыкания отдельных фаз обмоток происходят при естественном старении и износе изоляции, а также в результате систематических перегрузок трансформатора или механических повреждений изоляции (от электродинамических усилий) при сквозных к. з. Замыкания, на корпус и междуфазные к. з. происходят из-за старения изоляции, увлажнения масла и понижения его уровня, внутренних и внешних (грозовых) перенапряжений, а также при деформации обмоток от сверхтоков при сквозных к. з. Обрыв в цепи обмоток наиболее возможен при обгорании отводов (выводных концов) из-за низкого качества соединений или механических повреждений во время к. з. Образующаяся при обрыве цепи дуга разлагает масло и может вызвать к. з. между фазами или на корпус.
Повреждения на выводных изоляторах трансформатора происходят при перекрытии на корпус или между фазами. Это может быть вызвано наличием трещин на изоляторах, понижением уровня масла при одновременном загрязнении внутренних поверхностей изоляторов, нарушением изоляции отводов к изоляторам или переключателю, попаданием на трансформатор животных или птиц. Одной из неисправностей выводов является течь масла из-за нарушения уплотнений во фланцах или токопроводящих стержнях.
У переключателей напряжения преимущественно повреждаются трущиеся контактные поверхности из-за ослабления контактов, их оплавления или полного выгорания. Причинами повреждения являются неудовлетворительная конструкция переключателя, нарушение регулировки, воздействие сверхтоков при к. з.
Наиболее серьезным повреждением магнитопровода является нарушение изоляции между отдельными листами, стяжными болтами и пр. В результате образуется короткозамкнутый контур, вызывающий сильные местные нагревы стали вихревыми токами (так называемый «пожар стали»).
Неисправности трансформатора иногда возникают при различных механических повреждениях бака или арматуры, а также при нарушениях уплотняющих прокладок, вызывающих течь масла.
Трансформатор осматривается без его отключения не реже 1 раза в 6 мес по общему графику осмотров ТП.
При осмотрах трансформатора проверяют: характер его гудения, которое должно быть равномерным, низкого тона и без посторонних звуков; температуру масла (по термометру) и ее соответствие нагрузке и режиму работы трансформатора; уровень
масла в маслоуказателе: положение крана между расширителем и баком; отсутствие течи масла в местах уплотнений, из кранов и пробок, из сварных швов и т. п.; отсутствие на поверхности изоляторов трещин, сколов и следов перекрытий дугой, загрязненности изоляторов; состояние бака, расширителя и арматуры, чистоту их поверхности; наличие заземления бака; внешнее состояние подсоединенных шин и кабелей, контактных соединений с выводами изоляторов; внешнее состояние термосифонного фильтра и воздухоосушительного фильтра на расширителе.
Текущий ремонт трансформатора с его отключением, но без выемки активной части его производится на месте установки в ТП по мере необходимости, но не реже 1 раза в 3—4 года.
После подготовки к ремонту производится наружный осмотр трансформатора с устранением обнаруженных неисправностей.
Наружная поверхность бака, расширителя, термосифонного фильтра, изоляторов, арматура очищаются от пыли и грязи, и при необходимости возобновляется поврежденная окраска. Проверяется работа маслоуказателя, спускного крана, всех уплотнений и прокладок; спускается грязь из отстойника расширителя; берется на испытание проба масла; делается ревизия, термосифонного и воздухоосушительного фильтров с их прочисткой и заменой сорбента; доливается масло в необходимом количестве. Осматриваются ошиновка с изоляторами и присоединение к баку шин заземления, производится подтяжка болтов контактных соединений.
После окончания текущего ремонта производятся необходимые измерения и испытания трансформатора (см. п. 3) и затем он включается под напряжение.

Капитальный ремонт трансформатора с выемкой активной части его производится по графику 1 раз в 6—10 лет по данным профилактических испытаний.
В зависимости от местных условий работы и состояния трансформатора эти сроки могут быть значительно сокращены. Внеочередной ремонт производится в случаях частых воздействий сквозных к. з., систематических перегрузок, ненормального нагрева трансформатора, ненормального гула и потрескивания внутри трансформатора, значительного повреждения изоляторов, резкого ухудшения качества масла и других выявившихся в эксплуатации неисправностей.
Кроме того, может возникнуть необходимость аварийно-восстановительного ремонта, вызванного тем или иным повреждением, препятствующим дальнейшей эксплуатации трансформатора при аварии.
Капитальный ремонт в зависимости от объема производимых работ можно разделить на три основных вида: мелкий ремонт — ревизия с выполнением работ, не требующих разборки сердечника;
средний ремонт с объемом работ, как при ревизии, и с разборкой сердечника, но без обмоточных работ;
крупный ремонт, в который входят все работы мелкого и среднего ремонта и все виды обмоточных работ.
Капитальный ремонт трансформаторов, как правило, производится в ремонтных мастерских сетевого района или предприятия. Аварийно-восстановительный и крупный ремонты с большим объемом работ по перешихтовке магнитопровода и по замене обмоток целесообразно выполнять в централизованном порядке в специализированных мастерских энергосистемы или на ремонтном заводе.
Перед отключением трансформатора от сети рекомендуется сделать внешний его осмотр для выявления возможных дефектов во время работы под нагрузкой, не замеченных ранее при эксплуатационных осмотрах. После отключения сразу проверяются на ощупь нагрев контактов на изоляторах, наличие течи или подтеков масла, измеряется мегаомметром сопротивление изоляции горячих обмоток.
В полный объем капитального ремонт а трансформатора входят все работы, связанные с разборкой сердечника, перешихтовкой магнитопровода, заменой обмоток и масла.
Прежде всего вынимают из бака активную часть трансформатора, предварительно подготовив, как указано ниже, трансформатор для подъема активной части его и ремонта.
Далее осматриваются и испытываются магнитопровод и обмотки, предварительно очищенные и промытые сухим чистым маслом. Производится частичный или полный ремонт магнитопровода и обмоток с разборкой или без разборки сердечника. При необходимости производятся сушка изоляции обмоток, очистка и сушка масла или же полная замена масла.
Одновременно ремонтируются переключатель и ответвления обмоток к переключателю, изоляторы; ремонтируются, очищаются и окрашиваются термосифонный фильтр, расширитель, бак, крышка, краны и арматура; заменяется силикагель в фильтрах; заменяются пришедшие в негодность уплотняющие прокладки. Производится сборка трансформатора, и проводятся установленные нормами измерения и испытания.
Порядок, технические условия погрузочно-разгрузочных работ и транспортировки трансформаторов, отправляемых в ремонт и обратно после ремонта на ТП, приведены в п. 2.
Помещение мастерских, где производятся вскрытие и ремонт трансформатора, должно быть закрытым, чистым, с нормальной (50—60 %) относительной влажностью и температурой воздуха на 10—15°С выше температуры наружного воздуха (особенно в холодное и сырое время года). Температура в верхних слоях масла при вскрытии трансформатора не должна быть ниже температуры воздуха в помещении. В противном случае трансформатор должен простоять перед вскрытием в помещении до естественного выравнивания температур. Перед вскрытием трансформатор тщательно очищается от пыли и грязи и протирается тряпкой, смоченной трансформаторным маслом.
Если трансформатор, выведенный в плановый ремонт, до этого работал нормально и при осмотрах не было обнаружено серьезных неисправностей, то перед его вскрытием производится внешний осмотр и измеряется мегаомметром сопротивление изоляции обмоток. Трансформатор, поступивший в ремонт из-за повреждений или ненормальностей в работе, с неустановленным характером и местом повреждения до вскрытия подвергается таким же испытаниям, как и после капитального ремонта (см. п. 4).
Для подъема выемной части трансформатора применяются таль я стропы, испытанные по нормам. Подъемный крюк тали располагается строго но центру тяжести выемной части, чтобы не было перекосов при ее подъеме из бака.
Условия выбора стропов и правильность их работы при подъеме приведены в п. 2.
Перед снятием крышки из трансформатора частично спускается масло до уровня, находящегося ниже уплотняющей прокладки под крышкой, при этом проверяется работа маслоуказателя, затем снимается расширитель.
При подъеме нужно следить, чтобы активная часть трансформатора не задевала за стенки бака, а после его подъема из масла он оставляется в подвешенном состоянии на 10—15 мин над баком для стекания масла. Затем активная часть трансформатора поднимается на достаточную высоту, и бак трансформатора с маслом откатывается в сторону. На его место укладывается настил из деревянных брусьев с противнем из листовой стали для стока масла, на который и опускается активная часть. Бак с маслом закрывается сверху чистым и сухим листом стали, прессшпаном и т. п. для исключения попадания в него посторонних предметов.
При осмотре обмоток сердечника проверяются состояние изоляции, расклиновка, плотность запрессовки обмоток и ярмовой изоляции, отсутствие деформации и смещения обмоток, состояние выводов и ответвлений и исправность их изоляции. Проверяются также исправность действия переключателя и состояние его контактной системы, надежность всех паек и контактных соединений, ответвлений, состояние всех выводных изоляторов. При осмотре магнитопровода проверяются плотность его прессовки (щупом, гаечным ключом), отсутствие цветов побежалости, целость заземления и прочность его крепления. Мегаомметром 1000—2500 В определяется сопротивление изоляции ярмовых балок, прессующих колец и доступных стяжных шпилек. Сопротивление изоляции не должно быть менее 5 МОм. Выявленные при осмотре-ревизии дефекты и небольшие повреждения немедленно устраняются, если для этого не требуется разборка магнитопровода.
Производится измерение сопротивления изоляции обмоток ВН и НН между собой и магнитопроводом, а также измерение активного сопротивления обмоток на всех ответвлениях (см. п. 3).
Если ремонт-ревизия трансформатора происходил при нормальных влажности и температуре окружающего воздуха, активная часть трансформатора находилась без масла не более 24 ч и при этом сопротивление изоляции обмоток оказалось в норме, то ее опускают в бак с проверенным и подготовленным для этого маслом. В противном случае до сборки трансформатора требуется произвести сушку изоляции обмоток.
Одновременно с ремонтом выемной части трансформатора выполняются рейонт, очистка и окраска его бака, крышки, термосифонного фильтра, кранов и другой арматуры. Производятся химический анализ масла и, если требуется, его очистка и сушка или же полная смена. Термосифонный фильтр и воздухоосушитель заполняются сухим и чистым силикагелем, проверяется состояние уплотняющей прокладки между баком и крышкой, и при необходимости она заменяется.
При опускании активной части трансформатора в бак применяют направляющие шпильки, вставляемые в нескольких противоположных по периметру крышки местах на крышке и раме бака. Закрепление крышки к раме бака болтами следует делать равномерно по всему периметру во избежание возможных перекосов крышки.
После сборки трансформатора и установки расширителя производится доливка сухого проверенного масла вначале через отверстие в крышке до полного заполнения бака, а затем после закрытия отверстия пробкой — через отверстие в верхней части расширителя до соответствующей отметки на маслоуказательном стекле.
После окончания ремонта проводятся послеремонтные испытания по установленным нормам (см. п. 3 и 4).
В случаях обнаружения при осмотре-ревизии и испытаниях значительных повреждений или разрушений обмоток или магнитопровода, требующих разборки сердечника для замены или восстановления отдельных его частей, производится средний или крупный ремонт. Рассмотрение технологии таких видов ремонта в задачи настоящей книги не входит. Обычно такие ремонты выполняются специализированным ремонтным, а не эксплуатационным персоналом.
Для сушки изоляции обмоток трансформатора существует несколько способов.
Способ индукционных (вихревых) потерь в стали бака трансформатора с применением специальной намагничивающей обмотки, располагаемой вокруг наружных стенок бака.
Способ сушки токами нулевой последовательности за счет потерь в массивных частях магнитопровода и бака.
Использование горячего воздуха в специальной сушильной камере-шкафу под вакуумом или без него.
Использование токов к. з.
Сушка первыми двумя способами производится в собственном баке без масла. Активная часть трансформатора и бак предварительно, промываются чистым и сухим маслом, очищенным от остатков масла и шлама, и насухо вытирается.
Намагничивающая обмотка из провода с асбестовой изоляцией, ПБД или ПР накладывается на бак (поверхность которого утепляется листовым асбестом) витками через 3—5 мм на расстоянии 0,5—0,6 высоты бака. Внизу бака витки накладываются плотнее. Количество витков, сечение провода и подводимое напряжение определяются расчетом или опытным путем так, чтобы температура обмоток трансформатора не превышала 95—100°С, а бака 105— 110°С [4]. Например, для трансформатора мощностью 100 кВ-А принимается 130 витков провода сечением 4 мм2 при напряжении 220 В и температуре окружающего воздуха 15—20°С.
Температура обмоток и бака контролируется установленными термопарами (на баке можно термометрами) и регулируется периодическим отключением намагничивающей обмотки.
Схема сушки трансформатора способом индукционных потерь
Рис. 11. Схема сушки трансформатора способом индукционных потерь.
1 — трансформатор; 2 — асбестовые листы для утепления бака и изоляции; 3 — намагничивающая обмотка; 4 — труба для забора воздуха; 5 —электропечи для подогрева дна бака; 6 — вытяжная труба.
Влага из бака удаляется естественной циркуляцией теплого воздуха. Для этого внизу бака в кран для слива масла вставляется газовая труба длиной 0,5 м, согнутая под углом 90° и расположенная вдоль бака под намагничивающей обмоткой. На крышке бака устанавливается вытяжная труба высотой 1—1,5 м, изогнутая на верхнем конце с отводом вниз (на 180°) во избежание конденсации влаги (рис. 11). Для ускорения процесса сушки рекомендуется производить ее под вакуумом или с продуванием (вентиляцией) обмоток горячим воздухом.
Во время сушки периодически записываются показания приборов, измеряющих ток в намагничивающей обмотке, подводимое напряжение, температуру стенок бака и обмоток, сопротивление изоляции обмоток. Сушка считается законченной, если в течение 6 ч подряд сопротивление изоляции обмоток трансформатора остается неизменным и отсутствует выделение конденсата при постоянной температуре стенок бака 105°С. Затем постепенно снижается температура стенок бака и обмоток до 60—80°С и бак заполняется подготовленным сухим маслом. Через 6—8 ч после заливки маслом трансформатор охлаждается до 35—40°С и производится выемка активной части трансформатора для его осмотра, расклиновки и затяжки креплений обмоток. По окончании ревизии обмотка сразу опускается в бак, крышка закрепляется болтами, устанавливается расширитель и доливается масло.
Схема сушки трансформатора токами нулевой последовательности
Рис. 12. Схема сушки трансформатора токами нулевой последовательности. 1 — сварочный трансформатор; 2 — намагничивающая вторичная (НН) обмотка силового трансформатора; 3 — первичная (ВН) обмотка.
Способ сушки токами нулевой последовательности отличается тем, что намагничивающей обмоткой в нем служит вторичная обмотка НН трансформатора. Напряжение питающей сети подводится к объединенным выводам трех фаз и нулевой точке обмотки НН при разомкнутой первичной обмотке ВН, соединенной в звезду (рис. 12). Нагрев трансформатора до температуры 100—110°С происходит за счет потерь тепла в намагничивающей обмотке НН, в стали магнитопровода и его металлических конструктивных деталях, а также в стенках, дне и крышке бака. Создаваемый обмотками и магнитопроводом тепловой поток выводит из изоляции обмоток поток влаги, которая удаляется из трансформатора естественной вентиляцией горячего воздуха, так же как при предыдущем способе сушки. Напряжение, подводимое для сушки, значительно меньше номинального (0,4 кВ) и составляет 30—60 В (большие значения относятся к трансформаторам мощностью 25—30 кВ-А).
Мощность, необходимая для нагрева токами нулевой последовательности трансформаторов, составляет 1—12 кВ-А. Эту мощность Р0 и ток /0 нагрева в зависимости от номинальной мощности Рн трансформатора можно примерно определить по выражениям

Для трансформаторов мощностью до 630 кВ-А целесообразно использовать сварочный трансформатор, которым можно и регулировать напряжение при сушке. Общее время сушки сокращается на 30—40% по сравнению с первым способом. Контроль за температурой во время сушки, определение времени ее окончания, заполнение бака маслом и ревизия трансформатора производятся так же, как и при первом способе сушки.
В условиях специализированных мастерских применяется сушка изоляции обмоток без масла в специальном вакуумном шкафу. Нагрев в нем производится нагревательными элементами, расположенными внутри шкафа (на дне и на его стенках), с постепенным повышением температуры до 100— 105°С и подъемом вакуума до 70 мм рт. ст. Сушка сердечника идет очень интенсивно и качественно.
Сушка трансформатора в камере-шкафу горячим воздухом
Рис. 13. Сушка трансформатора в камере-шкафу горячим воздухом.
1 — утепленная несгораемая камера; 2 — электропечи: 3 — магнитопровод трансформатора; 4 — вентилятор с электродвигателем; 5 — вытяжная труба: 6 — регулируемая задвижка; 7 —труба для забора воздуха с фильтром для его очистки на конце.

Менее совершенен, но более прост способ сушки изоляции обмоток горячим воздухом с вентиляцией в специальной несгораемой и теплоизолированной камере-шкафу, но без вакуума (рис. 13). Нагрев воздуха производится также нагревательными элементами, находящимися внутри камеры. Иногда горячий воздух подается в камеру от электротепловоздуходувки, установленной рядом с ней. В верхней части камеры устанавливается отсасывающий вентилятор о регулируемой задвижкой на воздухозаборе для удаления влажного воздуха из камеры в атмосферу. Температура в камере поддерживается автоматически в пределах 100—105°С. Сушка в зависимости от состояния изоляции обмоток продолжается от 24 до 40 ч.
В способе сушки током к. з. соединяется накоротко вторичная НН обмотка трансформатора, а к первичной обмотке подводится напряжение, соответствующее напряжению к. з. е„, указанному в паспорте трансформатора. При этом в обеих обмотках будут протекать токи, равные номинальным токам трансформатора, а мощность источника тока составит не менее 4,5—6% его номинальной мощности. Температура масла в верхних слоях регулируется в пределах 90—100°С, причем одновременно с сушкой обмотки происходит и сушка масла. Сушка этим способом приводит к ускоренному старению изоляции обмоток и ухудшает качество масла вследствие длительного их нахождения при высокой температуре и поэтому применяется только в исключительных случаях.
Режим сушки трансформаторов указанными способами производится в основном в соответствии с [5] и уточняется разработанными местными инструкциями.
Трансформаторное масло в процессе эксплуатации, поглощая из атмосферы влагу и кислород, стареет, увлажняется, загрязняется и иногда подвергается крекинг-процессу (разложению при высокой температуре без доступа воздуха) вследствие внутренних местных перегревов. Ухудшение качества масла отрицательно отражается на работе самого трансформатора и особенно на состоянии изоляции его обмоток. Поэтому контроль за маслом в трансформаторе является важнейшей частью эксплуатационного надзора. В соответствии с ПТЭ кроме наблюдения за уровнем и температурой масла требуются периодические испытания его электрической прочности и проведение химического анализа.
В настоящее время в эксплуатации применяют трансформаторные масла трех марок:
из маслосернистых нефтей кислотно-щелочной очистки (по ГОСТ 982-68);
сернистое масло фенольной очистки с содержанием серы до 0,6% и с антиокислительной присадкой ДБПК в количестве 0,2% (по ГОСТ 10121-62);
гидроочищенное масло с содержанием серы до 0,2% (по МРТУ 12Н № 95-64).
Смешение масел разных марок между собой не рекомендуется, так как это может привести к нарушению стабильности получаемых смесей. При необходимости допускается смешивать масло по ГОСТ 982-68 с маслом по МРТУ 12Н № 95-64 в любых соотношениях и масло этих марок в количестве его менее 30% к общей смеси с маслом по ГОСТ 10121-62. Допустимость указанных смешений масел проверяется лабораторными испытаниями на стабильность смеси в соотношениях, фактически принимаемых в эксплуатации. Допускается не проверять стабильность смеси, если доливаемое масло не превышает по массе 5% залитого масла.
Трансформаторное масло, находящееся в эксплуатации, должно подвергаться сокращенному анализу перед вводом трансформатора в работу не реже 1 раза в 3 года и после каждого капитального ремонта трансформатора; у трансформаторов мощностью 320 кВ-А и выше, работающих без термосифонных фильтров, сокращенный анализ масла делается 1 раз в год. Внеочередные проверки масла производятся при обнаружении отклонений от нормальной работы трансформатора.
Масло в трансформаторе считается непригодным к эксплуатации, если оно не соответствует хотя бы одной из норм сокращенного анализа:
кислотное число не более 0,25 мг КОН; реакция водной вытяжки нейтральная, содержание водорастворимых кислот в эксплуатационном масле трансформаторов мощностью до 630 кВ-А включительно, работающих в городских и сельских электросетях, не более 0,03 мг КОН;
механические примеси отсутствуют (визуальная проверка);
уменьшение температуры вспышки не более чем 5°С от первоначального значения. Это может произойти вследствие смещения масла, находящегося в трансформаторе (например, при доливках), с маслом, для которого нормируется более низкая температура вспышки;
электрическая прочность для трансформаторов напряжением до 15 кВ не ниже 20 кВ.
О старении масла судят по двум характеристикам: по изменению кислотного числа и реакции водной вытяжки с проверкой на количественное содержание водорастворимых кислот. Кислотным числом называется количество миллиграммов едкого калия (КОН), необходимого для нейтрализации всех кислых соединений, находящихся в 1 г масла. Реакция водной вытяжки позволяет определить присутствие растворенных в воде, содержащихся в масле кислот и щелочей.
Резко увеличивающееся снижение температуры вспышки масла в трансформаторах указывает на его разложение при высоких внутренних перегревах. При снижении ее более чем на 5% первоначального значения трансформатор как неисправный срочно отключается и выводится в ремонт.
Пробивное напряжение масла в основном зависит от степени увлажненности и наличия механических токопроводящих примесей.
Для отбора проб масла на анализ рекомендуется использовать стеклянные банки емкостью 0,5 и 1,0 л с широким горлом и притертыми стеклянными пробками или сухими деревянными. Для удобства транспортировки при взятии проб масла непосредственно на ТП банки с пробами устанавливают в специальные деревянные ящики с ячейками (рис. 14). Банки для проб масла необходимо предварительно промыть, хорошо просушить и закрыть пробкой; открывать их до отбора проб не следует. Отбор проб масла нужно делать только в сухую или морозную погоду. Краны или спускные отверстия (пробки) в нижней части бака трансформатора перед взятием пробы тщательно вытирают чистыми и сухими тряпками, после чего их промывают, медленно спуская до 2 л масла в подставленную посуду. Банка и пробка дважды ополаскиваются отбираемым маслом, банка наполняется маслом, а затем закрывается пробкой. Зимой при отборе масла при низкой температуре воздуха банку и пробку прогревают теплым маслом из трансформатора, быстро его выливают и набирают масло для пробы.

Ящики для проб масла
Рис. 14. Ящики для проб масла. 1 — стеклянная банка; 2 — деревянный ящик.

Термосифонный фильтр

Рис. 15. Термосифонный фильтр.
1 — трансформатор, 2 — корпус фильтра: 3 — стальная проволочная сетка; 4 — сорбент.
В процессе эксплуатации трансформаторного масла его первоначальные физико-химические свойства ухудшаются веществами, которые могут быть как нерастворимыми, так и растворимыми в нем. Вещества, нерастворимые в масле (вода в виде осадка и эмульсии, шлам, взвешенный углерод и другие механические примеси), удаляют путем механической очистки (сепарированием и фильтрованием с подогревом масла до 40—60°С). Вещества, растворимые в масле (органические кислоты, смолистые асфальтообразные вещества и др.), удаляют только регенерацией (восстановлением) путем периодической или непрерывной его фильтрации через адсорбер.
В условиях работы в сельских районах периодическая регенерация масла производится обычно централизованно в специализированных маслохозяйствах энергосистемы, куда масло и отправляется. Трансформаторы после ревизии (с очисткой и промывкой магнитопровода и бака) заполняются сухим маслом, удовлетворяющим требованиям норм. Трансформаторы новых серий мощностью 160 кВ-А и выше снабжены термосифонными фильтрами, в которых регенерация масла происходит непрерывно (рис.15). Термосифонные фильтры заполняются сорбентом (силикагель, активная окись алюминия), помещенным в сетку из стальной проволоки для облегчения его замены. Циркуляция масла через фильтр происходит сверху вниз за счет разности температур. Емкость термосифонных фильтров составляет 1,5—2% объема масла, а количество засыпаемого в них сорбента— около 1% массы масла трансформатора. Сроки замены сорбента в термосифонном фильтре устанавливаются по результатам химического анализа масла на кислотное число и реакции водной вытяжки. Рекомендуется делать замену сорбента при кислотном числе масла 0,1—0,15 мг КОН или при появлении в масле кислой реакции водной вытяжки [6].



 
« Монтаж и эксплуатация счетчиков   Монтаж комплектных шинопроводов до 1000В »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.