Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Мощные трансформаторы

Монтаж трансформаторов - Мощные трансформаторы

Оглавление
Мощные трансформаторы
Основные характеристики трансформаторов
Конструкция мощных трансформаторов
Магнитопровод
Обмотки
Перемычки и отводы
Баки и охлаждение
Защита масла
Вводы
Трансформаторы
Монтаж трансформаторов
Эксплуатация трансформаторов
Неполадки в работе трансформаторов
Приложение и литература

Современные крупные трансформаторы на напряжения 220 кВ и выше, как было сказано ранее, изготовляются по технологии, обеспечивающей высокий уровень  изоляции, что особенно важно для трансформаторов более высоких классов напряжения. Высокие изоляционные характеристики, достигнутые в процессе изготовления трансформаторов, должны поддерживаться на определенном уровне при монтаже и последующей его эксплуатации во избежание преждевременного износа или повреждения изоляции и, следовательно, всего трансформатора.

Монтаж трансформатора

Порядок монтажа трансформатора различается в зависимости от способа транспортирования его.
При отправке с маслом активная часть трансформатора находится в масле и только в верхней части бака создается азотная подушка с избыточным давлением 0,1 кгс/см2. Бак трансформатора, отправляемого без масла, заполняется сухим азотом под избыточным давлением 0,1 кгс/см2, которое поддерживается автоматически и не должно превышать 0,3 кгс/см2.
По прибытии на место назначения по железной дороге трансформатор должен быть осмотрен с целью выяснения, не было ли в пути нарушения герметичности бака и нарушения крепления его на транспортере. Во время транспортировки из-за резких торможений и толчков могут возникать значительные усилия, стремящиеся сдвинуть трансформатор по площадке транспортера, или при перевозке на сочлененном транспортере — сдвинуть активную часть по дну бака.
Для возможности проверки состояния крепления после транспортировки на площадке транспортера и на баке трансформатора делают перед отправкой контрольные метки, и если после транспортировки метки совпадают, значит никакого сдвига не произошло и, следовательно, толчков, более допустимых по расчету, не происходило. Если же обнаружены сдвиги, свидетельствующие о недопустимых толчках, необходимо произвести осмотр активной части, так как при резких толчках могли сместиться детали крепления внутри бака, части обмотки, отводов, изоляции и т. п.
Нарушение герметичности может произойти от толчков и вибрации. Могут быть нарушены места сварных соединений, фланцевых соединений, заглушек и т. п. Все вентили, краны и задвижки, установленные на баке, на время транспортировки при отправке закрываются до отказа и пломбируются в таком положении Пломбируются также пробки для слива остатков масла. По при- бытии на место все пломбы должны быть в целости. Нигде не должно быть следов утечки масла как у трансформаторов, отправленных с маслом, так и трансформаторов, отправленных заполненными газом (так как на дне остается некоторое количество масла).
При наличии манометра, показывающего внутреннее избыточное давление газа в баке, необходимо проверить его показания. Давление может быть несколько ниже первоначального, но не должно снижаться до нуля. При отсутствии избыточного давления или появления неплотностей в баке или арматуре не исключена возможность попадания наружного влажного воздуха в бак на изоляцию трансформатора и ухудшения ее состояния. Поэтому в таком случае необходимо проверить герметичность бака, поскольку она является основным косвенным показателем, характеризующим состояние изоляции активной части и определяющим необходимость проведения сушки и ревизии активной части трансформатора. Герметичность бака, отправленного заполненным газом, проверяют посредством создания в баке избыточного давления азота или сухого воздуха до 0,25 кгс/см2 от баллона с азотом или компрессора через силикагелевый воздухоосушитель. Места утечки определяются с помощью мыльного раствора. Если в течение 6 ч нахождения бака под давлением оно не снизится более чем на 0,04 кгс/см2, бак считается герметичным. Герметичность бака трансформатора, отправленного с маслом, проверяют так же, но давление не повышают более 0,15 кгс/см2 и выдерживают не более 3 ч.
Собственно монтаж трансформатора заключается в сборке его транспортируемых отдельно узлов, после проверки их состояния и соответствующей подготовки и установки их на трансформатор, осуществлении внешних соединений трансформатора с шинами распределительных устройств, проверки и сведении в действие его вспомогательных устройств (система охлаждения, контрольно-измерительная аппаратура). Монтаж завершается испытаниями и включением в работу. Для выполнения монтажных работ требуется обеспечение определенных условий их проведения.
Трансформаторы, изготовляемые в настоящее время в соответствии с требованиями ГОСТ 11677-65, должны вводиться в эксплуатацию без ревизии активной части при монтаже. Это означает, что в состав монтажных работ не должны быть включены работы по подтяжке внутренних креплений активной части, подпрессовке обмоток, устранению каких-либо дефектов узлов активной части, возникших при транспортировке. Для таких работ требуется вскрытие активной части, т. е. снятие «колокола» бака, так как три неснятом «колоколе» не только выполнить эти работы, но и осмотреть подробно активную часть не всегда возможно из-за тесноты бака.
Однако вскрытие активной части, особенно трансформаторов с высшим напряжением 330 кВ и выше, обработанных на заводе с высоким уровнем технологии, обеспечивающим высокое качество изоляции, требует условий, близких к заводским, и, кроме того, ограничивает время нахождения активной части на воздухе (не в масле).
Ввиду того, что монтаж трансформаторов ведется в течение всего года, т. е. в разных атмосферных условиях, зачастую трудно создать необходимые для безвредного вскрытия активной части условия. Поэтому особенно важным является соблюдение при транспортировке и хранении трансформатора требований, обеспечивающих необходимое состояние изоляции. Это позволит выполнить требование ГОСТ 11677-65 об отказе от ревизии активной части. Если же какие-то нарушения (нарушения герметичности бака, деформация узлов активной части и т. п.) все же произошли, то потребуется проведение ревизии со вскрытием.
Ревизия со вскрытием трансформаторов на напряжения 330—500 кВ и трансформаторов на 220 кВ мощностью 200 МВ*А и более допустимо производить вне помещения только при влажности воздуха не более 80% и при температуре окружающего воздуха не ниже 0°С. При этом должен быть обеспечен прогрев активной части. На подстанциях, где не предусматривается трансформаторная мастерская, во всех случаях монтаж (и ревизия) ведется вне помещения, что особенно сложно в холодное время года, так как в таком случае для ревизии должен быть обеспечен прогрев активной части во все время работы до температуры выше температуры окружающего воздуха не менее чем на 10 °С. Это требование вызвано тем, что при температуре изоляции выше, чем температура окружающего воздуха, на ней не будет конденсироваться влага, находящаяся в воздухе. Прогрев активной части необходим не только в случае проведения ревизии со вскрытием бака, но также и при про ведении только монтажных работ, связанных с разгерметизацией бака.
Прогрев допустимо не делать только  в тех случаях  когда температура окружающего воздуха 20 °С и выше   влажность менее 65%, причем стоит устойчивая ясная погода.
Разгерметизация производится после достижения температуры активной части, равной или выше температуры окружающего воздуха. Это требование относится одинаково как к монтажу, так и к ревизии со вскрытием
Дополнительно после проверки герметичности производят оценку состояния изоляции: по результатам анализа масла из бака (или остатков масла) и по величине отношения Ас/с изоляции. Масло из трансформатора, прибывшего с маслом, подвергается сокращенному анализу и измерению  tg б, проба остатков масла (из трансформатора, прибывшего без масла) проверяется только на пробивное напряжение, причем отбор пробы производится, если температура масла не ниже 5°С (в противном случае потребуется подогреть поддон трансформатора). Физико-химические показатели масла из бака должны соответствовать нормам на свежее масло, а пробивное напряжение должно быть не ниже 40 кВ для трансформаторов 220 кВ и 50 кВ —— для трансформаторов 330 кВ и выше. Значение  tg б должно быть не выше нормы для сухого масла непосредственно после заливки. Пробивное напряжение остатков масла должно быть не ниже 35 кВ для трансформаторов 220 кВ и не ниже 45 кВ —для трансформаторов 330 кВ и выше.
Измеренное отношение  Дс/с изоляции трансформатора, прибывшего без масла, приведенное к заводской температуре, не должно превышать норму. Измерение при температуре ниже 10 °С производить не следует. Необходимо в таком случае трансформатор подогреть. Эта необходимость подогрева (как и для отбора пробы остатков масла) вызвана тем, что при низких температурах точность измерения показателей электрических характеристик недостаточная. Измеренную величину А с/с сравнивают с величиной, полученной на заводе до транспортирования, пересчитывая ее на ту же температуру, поскольку Дс/с (т. е. состояние изоляции) зависит от температуры и сравнивать можно только значения, соответствующие одинаковой температуре.
Увлажнение изоляции контролируется по состоянию индикаторного силикагеля в транспортном воздухоосушителе. Если цвет зерен из голубого изменился на розовый частично или полностью, это свидетельствует об увлажнении его, т. е. о возможности попадания в бак влажного воздуха. Таким образом, на основании результатов всех этих проверок можно судить о возможности включения трансформатора без сушки или введения в эксплуатацию без ревизии. Однако окончательное решение может быть принято после окончания монтажных работ и измерений характеристик изоляции трансформатора, залитого маслом. Может быть, что то предварительным результатам проверки до монтажа не было необходимости в проведении сушки, но при монтаже по тем или иным причинам (например, более длительное нахождение в разгерметизированном состоянии) несоответствие характеристик изоляции нормам потребует проводить сушку или контрольную подсушку. После окончания монтажных работ измеряют величину Дс/с и сравнивают (с учетом температуры) с величиной, измеренной до монтажа. Приращение не должно быть более нормированного значения.
Работы, выполняемые при нахождении трансформатора без масла, должны продолжаться не больше 8 ч, если температура окружающего воздуха ниже 0°С или выше 0°С, но влажность более80%, и не более 16 ч при влажности до 80% и температуре выше 0°С. Если в указанные сроки уложиться нельзя, необходимо при проведении работ постоянно поддерживать температуру активной части не менее чем на 10°С выше температуры окружающего воздуха при влажности до 80%. Выполнение этого требования позволяет вдвое увеличить продолжительность работ, но только, если работа производится в помещении.
Началом работ у трансформаторов, транспортируемых с маслом, считается начало слива масла, а у трансформаторов, транспортируемых с инертным газом — вскрытие заглушки. За окончание работ принимается окончание герметизации перед заливкой масла. Заливка маслом производится под вакуумом, чтобы исключить  попадание вместе с маслом воздуха, который представляет опасность как элемент, снижающий электрическую прочность масла и бумажной изоляции.
После закрытия всех заглушек при герметизации бака  необходимо проверить степень герметизации. Для этого в верхней части бака через вентиль присоединяют трубопровод от вакуумнасоса и постепенно ступенями по 100 мм рт. ст. через каждые 15 мин создают вакуум в баке, все время проверяя наличие неплотностей прослушиванием. По достижении вакуума, необходимого для заливки, т. е. 750 мм рт. ст. (если нет других требований в инструкции по монтажу данного трансформатора), закрыть вентиль от вакуум-насоса и остановить его. Затем при отключенном вакуум-насосе и достигнутом вакууме выдерживают трансформатор в течение 1 ч. Если натекание, т. е. ухудшение вакуума, не превысит 20 мм рт. ст., бак можно считать герметичным. После проверки герметичности активная часть должна оставаться в баке под вакуумом в течение 20 ч при работающем вакуум-насосе для того, чтобы из толщи изоляции успели выделиться газовые включения (воздух).
Для заливки масла, не останавливая вакуум-насос, открывают вентиль на маслопроводе на верхней части бака и начинают заполнение бака от центрифуги с электроподогревателем. Перед началом заливки нужно проверить пробивное напряжение масла независимо от того, что при подготовке масла производится анализ по другим показателям.
Масло, используемое для заливки трансформатора, должно быть свежим, т. е. не бывшим в эксплуатации. В настоящее время изготовляются несколько марок трансформаторного масла, различающихся как по исходному сырью, так и по технологии производства. Эти различия обусловливают различные значения показателей химико-физических свойств. Однако, несмотря на эти различия, все масла удовлетворяют требованиям, предъявляемым, к их изоляционным свойствам для применения в оборудовании, работающем при напряжении 220 кВ и выше. Масло марки ТКп по ГОСТ 982-68, масло по МРТУ 38-1-178-65, масло по ТУ 38-1-182-68 могут применяться в трансформаторах на напряжения до 500 кВ включительно, а масло марки Т-750 по ТУ 38-1-239-69 для трансформаторов на 750 кВ. Масло марки ТК по ГОСТ 982-68, выпускаемое без антиокислительной присадки и имеющее недостаточно хорошие показатели, не следует использовать для заливки трансформаторов на напряжения 220 кВ и выше.
Основным показателем, характеризующим пригодность масла к заливке в трансформатор, являются диэлектрические свойства его, т. е. пробивное напряжение, lg6 и наличие примесей, поскольку остальные показатели у свежего масла соответствуют требованиям ГОСТ или ТУ и, кроме того, остальные показатели мало влияют на диэлектрические свойства масла и изоляции им пропитанной.
Свежее масло, предназначенное для заливки трансформатора или доливки, должно быть проверено по всем показателям полного анализа (см. табл. 2) с целью проверки соответствия его ГОСТ или техническим условиям. Такому же анализу подвергаются партии масла, поступающие с нефтебазы. Масло, с которым прибыл трансформатор с завода, подвергается только сокращенному анализу и измерению tg дельта (пп. 1-6 и 1:2 табл. 2).
Доливать масло в трансформатор, прибывший с маслом, желательно той же марки. Но допустимо при отсутствии такой же марки масла использовать масло и другой марки. При этом, если смешиваются масла, содержащие антиокислительную присадку или не содержащие присадки, смешение может быть произведено в любой пропорции. Если же смешивается масло, имеющее присадку, с маслом, не имеющим присадку, следует произвести проверку стабильности смеси, которая не должна быть хуже стабильности компонентов. В противном случае смешение производить нежелательно.
Таблица 2
Допустимые значения показателей изоляционных масел

 

 

Свежее масло перед заливкой в оборудование

сГ

Наименование показателей

Марки и ТКп по ГОСТ 982.68

По ГОСТ 10121-62

По МРТУ 38-1-178-66

По ТУ 38-1-182-68

Mapкa Т-750 по ТУ 38-1-239-69

1

Минимальное пробивное напряжение, определяемое в стандартном сосуде маслопробойника, для трансформаторов:

 

 

 

 

 

 

220 кВ

45

45

45

45

           

 

330 кВ и 500 кВ

55

55

55

55

55 60

 

750 кВ

 

 

2

Содержание механических примесей

 

Отсутствие

 

3

Содержание взвешенного угля

 

 

 

 

 

4

Кислотное число, мг КОН

0,02

I 0.02

0-.04

0.03

0.01

 

на 1 г масла, не более

 

 

 

5

Реакция водной вытяжки

Нейтральная

 

 

 

6

Температура вспышки, *С,

135

150

135

135

135

7

  не ниже

 

 

 

 

 

при 20 *С не более

_

28

30

30

 

 

при 50 *С не более

9,0

9.0

8,6

9,0

9,0 —53

8

Температура застывания, *С,

—45

—45

—45

-45

 

не выше

 

 

 

 

9

Натровая проба в баллах, не более

1

1

2

1

1

10

Прозрачность при +5 *С

 

Прозрачно

 

11

Общая стабильность против окисления (по ГОСТ 981-55):

 

 

 

 

 

 

количество осадка после

0,01

От

0.07
0.25

0.03
0,3

От

 

окисления, о/о, не более
кислотное число окисленного масла, мг КОН

0.1

сутствие 0.1

сутствие 0,03

 

 

 

12

на 1 г масла, не более

 

 

 

 

 

Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более: при 20 С при 70 *С при 90 *С

 

 

 

 

 

 

0.2 1.5

0.2 2,0

0.3 2.5

0.05 0,7 1.5

0.3 0.5

В процессе заливки вакуум должен поддерживаться на первоначальном уровне. Скорость заливки не должна быть очень большой. Достаточно выдерживать скорость не более 3 т в час. Температуру масла при заливке поддерживать не ниже 45 °С. Эти условия требуется соблюдать для обеспечения равномерной пропитки изоляции. После достижения уровня масла в баке на 200 мм выше верха активной части подача масла прекращается (насос отключается), но вакуум поддерживается в течение 10 ч и активная часть продолжает пропитываться маслом, причем выделяется газ, поглощаемый вакуум-насосом. Затем вакуум постепенно уменьшается до нуля и в бак подается сухой воздух, пропускаемый для осушки через силикагелевый воздухоосушитель и после установления атмосферного давления трансформатор отстаивается в течение 5 ч. На этом и заканчивается процесс заливки.
В настоящее время изготовляется ряд типов трансформаторов, снабженных азотной защитой масла. Монтаж этих трансформаторов до операций по заливке маслом ведется как и для остальных трансформаторов (не имеющих азотной защиты). Но заливка должна производиться дегазированным маслом. Таким образом, кроме заливки под вакуумом масло должно пройти обработку на дегазационной установке. Суть дегазации заключается в том, [что масло распыляется при поступлении в промежуточный бак, в котором поддерживается глубокий вакуум, и таким образом происходит удаление растворенного в масле газа (воздуха). К маслу, подготовленному для заливки, предъявляются более высокие требования: кроме соответствия по всем показателям нормам на свежее масло пробивное напряжение должно быть не менее 58 кг, влагосодержание, определяемое по ГОСТ 7822-55.  не более 0,01% и газосодержание не более 0,1% по объему.
Заливка дегазированного масла в бак трансформатора производится по той же технологии, что и недегазированного, как описано выше. После окончания вакуумировки в надмасляное пространство подается не воздух, а сухой азот также через силикагелевый воздухоосушитель. Нужен азот сорта I по ГОСТ 9293-59 (с содержанием кислорода не более 0,5%). По мере растворения азота следует добавлять азот до тех пор, пока в баке не установится в течение 6 ч атмосферное давление. После окончания азотирования нужно проверить газосодержание в масле, которое не должно отклоняться от нормы более чем на 5%. Окончательная сборка трансформатора производится после завершения заливки бака маслом; монтаж выхлопной трубы, расширителя и других узлов на трансформаторе с азотной защитой производится поочередно с продувкой надмасляного пространства и устанавливаемых узлов азотом. Трансформаторы, снабженные азотной защитой, должны доливаться тоже дегазированным и азотированным маслом.
Следующей операцией является перекатка трансформатора на фундамент. У трансформатора с выносной системой охлаждения заполнение ее маслом производят после установки трансформатора на фундамент, монтажа всех охладителей и маслопроводов. При этом заливка охладителей производится также под вакуумом маслом от бака трансформатора.
У трансформаторов с азотной защитой заполнение охладителей маслом следует производить после подключения к расширителю установки азотной защиты. Заполнение охладителя производится после создания в нем вакуума вакуум-насосом до 720 мм рт. ст. путем приоткрывания задвижки на нагнетательном маслопроводе от бака. Следует заметить, что в последнее время стали применяться маслопроводы из нержавеющей стали, которые достаточно очистить от грязи, мусора и промыть. Но, если применены трубы из углеродистой стали, внутренняя поверхность их должна быть очищена до металлического блеска посредством пескоструйки, так как остатки ржавчины в трубах со временем будут занесены в бак.
Затем приступают к электрическим испытаниям. Основным назначением испытаний является проверка состояния изоляции трансформатора. Поскольку изоляция трансформатора в общем представляет собой, как было сказано ранее, очень сложную композицию узлов и деталей, изготовленных из различных изоляционных материалов, невозможно характеризовать ее состояние достаточно полно и надежно каким-либо одним измерением или измерением одного показателя. Поэтому необходимо измерять такие характеристики, как сопротивление изоляции обмоток по отношению к корпусу и между собой, tg б  изоляции, отношения Ас/с и С2/С50 изоляции, R60/R15 изоляции и  tg б  масла. На состояние твердой изоляции оказывает влияние окружающее ее масло, поэтому сначала следует убедиться в удовлетворительном состоянии масла.
После окончания доливки и отстоя в течение 24 ч отбирают пробу масла из бака для проведения анализа, причем температура масла в месте отбора не должна быть ниже 5°С. Если окружающий воздух имеет положительную температуру, это условие выполняется, потому что после заливки теплым маслом температура его в течение 24 ч не снижается ниже 5°С. В холодное время остывание происходит скорее, поэтому желательно во избежание последующего подогрева заливать трансформатор более горячим маслом.
Масло отобранной пробы проверяют в объеме сокращенного анализа и измеряют  tg б его. Нормы, установленные для масла данной марки, должны быть выдержаны, в противном случае может потребоваться дополнительная обработка масла. Обычно не укладывается в норму только значение tg б и поэтому требуется дополнительная обработка посредством прокачки горячего масла через адсорбер с силикагелем или через цеолитовую установку до снижения значения  tg б до норм.
Затем производят измерение характеристик изоляции трансформатора. Нужно иметь в виду, что измерение характеристик изоляции следует производить при вполне определенных условиях, пользуясь однозначной методикой, иначе получаются совершенно несопоставимые результаты.
Поскольку изоляционные свойства диэлектриков в той или иной степени зависят от температуры изоляции, необходимо исключать искажение результатов измерений, вносимые из-за влияния температуры. Самым простым способом для этого является измерение при одной и той же температуре на заводе при контрольных испытаниях (результат которых записан в паспорт) и на монтаже. При получении одинаковых или по крайней мере близких результатов измерений характеристик изоляции можно считать, что на монтаже достигнуто состояние изоляции, полученное при изготовлении трансформатора на заводе. Однако достичь совпадения температуры изоляции при измерениях на заводе и на монтаже практически трудно, но, поскольку известна зависимость изоляционных характеристик от температуры, может быть допущен пересчет результатов измерений с внесением поправки на разность температур при обоих измерениях. Кроме того, имеет значение и абсолютная температура изоляции. Если она ниже +30°С, то точность измерения снижается.
При измерении сопротивления изоляции мегомметром к изоляции прикладывается напряжение (1000—2 500 е) и через диэлектрик проходит ток, состоящий из тока абсорбции, зарядного тока (тока смещения) и тона проводимости. Ток абсорбции обусловливается поляризацией диэлектрика, ток заряда определяется емкостью, а ток проводимости—сопротивлением прохождению тока. Ток абсорбции и зарядный ток через несколько секунд после приложения напряжения спадают от максимального начального значения до минимума, а ток проводимости, оставаясь неизменным, измеряется после этого промежутка времени. Отсчет показаний мегомметра производят через 15 сек после приложения напряжения, в течение которых ток абсорбции и зарядный ток практически еще существуют, и через 60 сек, когда остается только установившийся ток проводимости, характеризующий сопротивление изоляции в массе ее.
Во влажной изоляции почти не происходит поляризации и заряда емкости, т. е. составляющие тока абсорбции и тока смещения очень малы и таким образом весь ток через диэлектрик является током проводимости. Следовательно, значение тока, измеренного через 15 сек, будет очень мало отличаться (или совсем не отличаться) от значения, измеренного через 60 сек, т. е. величина отношения R60/R15 будет близка к единице. При сухой изоляции в первый момент после приложения напряжения в изоляции пойдет большой зарядный и большой абсорбционный токи, т. е. значение R15 будет мало, а после опадания тока заряда и тока абсорбции значение R60 становится больше и отношение R60/R15 приближается к 2.
При низких температурах за счет замедления процесса поляризации в сухой изоляции уменьшается ток абсорбции и ток смещения и, следовательно, получаются более высокие значения сопротивления изоляции. Поэтому для получения правильных показаний при измерении изоляционных характеристик трансформатор должен быть нагрет до температуры не ниже 30 °С (для предварительных измерений отношения Ас/с до монтажа достаточно нагреть до 10 °С).
Поскольку трансформатор работает при температуре изоляции 70—95 °С, то желательно производить измерения при наиболее высокой температуре, чтобы убедиться, что при рабочих условиях состояние изоляции может обеспечить надежную работу трансформатора.
За температуру изоляции принимается температура обмотки ВН, измеренная но сопротивлению обмотки постоянному току. При нагреве трансформатора за температуру изоляции принимается также температура обмотки ВН, но измеряемая по сопротивлению обмотки постоянному току не ранее чем через 1 ч после окончания нагрева.
При измерении отношения А с/с за температуру изоляции трансформатора, подвергавшегося нагреву без масла, принимают температуру верхнего ярма магнитопровода. измеренную термометром непосредственно после измерения А с/с.
Измерение  tg б изоляции преследует цель получить дополнительную характеристику состояния изоляции — величину диэлектрических потерь, зависящую от степени   неоднородности изоляции, т. е. наличия в массе изоляции посторонних включений, имеющих другую диэлектрическую постоянную, например газовых пузырьков, мельчайших частиц воды или лака и т. и. Таким образом, чем более неоднородна изоляция, тем больше значение tgd. Практически после выпуска трансформатора с завода изменение (увеличение) значения  tg б указывает на увлажнение изоляции вследствие разгерметизации трансформатора или несоблюдения требований по длительности нахождения активной части на воздухе при ревизии.
Достичь необходимой величины  tg б, как и сопротивления изоляции, можно посредством сушки, т. е. удаления влаги, обусловливающей увеличение  tg б. Как и сопротивление изоляции, tg б желательно измерять при температуре первоначального измерения, в противном случае следует приводить к одной температуре путем пересчета, используя разные коэффициенты пересчета в зависимости от разности температур при двух измерениях. Как и сопротивление изоляции,  tg б нужно измерять при температуре изоляции не ниже 30 °С, так как при низких температурах величина tg б мала и она становится соизмеримой (а иногда и равной) с погрешностью измерительного моста, т. е. точность измерения получается недостаточной.
Кроме влияния температуры, на результаты измерений сопротивления изоляции и  tg бi оказывают влияние схемы измерений и методика их выполнения. Поэтому во всех случаях измерений, когда требуются сравнимые результаты, используются одинаковые схемы соединений обмоток трансформатора. Ввиду того, что изоляция трансформатора представляет собой сложный комплекс различных узлов, связанных емкостями, произвести измерение tg б или сопротивления изоляции какой-нибудь одной обмотки* не представляется возможным. На измерение сопротивления изоляции одной обмотки будут оказывать влияние сопротивления и емкости других обмоток. Необходимо произвести поэтому несколько измерений, комбинируя соединение обмоток по отношению к магнитопроводу. Получив, таким образом, несколько результатов измерений, можно составить ряд уравнений с несколькими неизвестными и, решая систему уравнений, получить значение сопротивления изоляции или  tg б зон отдельных обмоток. Это бывает нужно для выявления какого-либо локального дефекта изоляции.

*Физически такой величины не существует.

Однако в таком определении tg б или сопротивления изоляции зоны именно той или другой обмотки обычно нет необходимости. Поскольку на общее значение измеренного сопротивления изоляции во всех случаях оказывают влияние сопротивления изоляции других обмоток, то достаточно пользоваться измеренными одинаковыми способами комбинированными значениями tg б или сопротивления изоляции.
В двухобмоточных трансформаторах измерения проводят по схемам: а) ВН—НН + бак; б)НН—ВН + бак и в) ВН + НН—бак. В автотрансформаторах обмотки ВН и СН принимают за общую автотрансформаторную обмотку и получаются также три схемы: а) (ВН + СН)— —бак, НН; б) НН—бак, (ВН + СН) и в (ВН + СН) + + НН—бак.
Все выводы обмоток одного напряжения соединяются вместе, а выводы остальных обмоток и бак должны заземляться.
Если трансформатор прибыл без масла, то после заливки его маслом на монтаже бывают случаи увеличения значения tg б обмоток (ВН и НН) против заводского измерения. При условии правильного проведения монтажа или ревизии или в случае проведения сушки такое явление свидетельствует или о том, что залито масло не той же марки, какой производилась заливка на заводе, или о недостаточно высоком качестве заливаемого масла.
Для заливки трансформаторов 220—500 кВ могут использоваться различные марки масел. Однако они согласно соответствующим стандартам или техническим условиям имеют различные нормированные значения tg б в исходном состоянии (до заливки в оборудование). Поэтому необходимо проверять марку масла и производить сокращенный анализ с измерением tg б масла. Исследованиями, проведенными ВНИИЭ, установлено, что изменения  tg б изоляции зависят от изменения tg б масла, причем A tg бH3~ (0,3-^-0,5) -A tg бM {«П. 19]. В тех случаях, когда увеличение tg б изоляции обмотки вызвано большей величиной  tg б масла, оно может не приниматься во внимание, если  tg б масла и все другие его показатели соответствуют нормам для этого масла. Если же tg б масла выше допустимой нормы, потребуется, как сказано ранее, дополнительная обработка масла. Однако иногда
Может быть и улучшение  tg б изоляции за счет лучших свойств масла.
После проведения измерений изоляционных характеристик трансформатора при условии, что недопустимых отклонений от норм, установленных инструкцией ОАА.458.000-67, не обнаружено, приступают к дальнейшим испытаниям. Если же выявлено несоответствие изоляционных характеристик нормам, приходится проводить дополнительные (или повторные) работы для доведения характеристик изоляции до норм ( в том числе подсушку, перезаливку масла и т. д.).
Последующие испытания выполняются в таком же объеме, как и для меньших трансформаторов, и поэтому здесь не описываются.
При испытании витковой изоляции обмотки индуктированным напряжением промышленной частоты или при подъеме напряжения от генератора, соединенного в блок с трансформатором, для снятия характеристики холостого хода генератора напряжение на обмотках трансформатора не должно повышаться более 1,15 номинального в трансформаторах, имеющих в магнитопроводе стяжные шпильки, или не более 1,3 номинального — в трансформаторе с магнитопроводом, стянутым бандажами, и поддерживаться не более 3 мин.
Трансформатор, работающий в блоке с генератором, обычно включается под напряжение от генератора подъемом напряжения «с нуля». Если генератор не готов к работе в момент включения трансформатора или если к одному генератору присоединяются несколько трансформаторов (2—3) и есть возможность отсоединить их выключателями, то включение трансформатора под напряжение производят толчком со стороны ВН. Трансформаторы на подстанциях включаются толчком во всех случаях.
Трансформаторы с расширителями без азотной защиты могут включаться под напряжение не раньше чем через 12 ч после последней доливки масла, чтобы за это время успел выделиться воздух, который мог попасть с доливаемым маслом в бак трансформатора. Трансформаторы, снабженные азотной защитой и доливаемые дегазированным маслом, могут включаться сразу после доливки масла в расширитель.
После включения трансформатора под напряжение он должен быть оставлен на холостом ходу в течение не менее получаса для того, чтобы произвести осмотр и прослушивание трансформатора. Затем поднимают напряжение до 130% номинального и выдерживают в течение 1 мин для трансформаторов с бесшпилечным магнитопроводом или в течение 20 сек для трансформаторов с магнитопроводом, имеющим стяжные шпильки. Если при этих операциях никаких внешних неполадок, а также внутренних ненормальностей (разряды, ненормальный гул) не обнаружено, трансформатор может считаться прошедшим испытания и годным к эксплуатации. Напряжение снимается и затем после изменения уставок защиты от сверхтоков производят 4—5 раз включение толчком на полное напряжение для проверки отстройки защиты от бросков намагничивающего тока. Для блочных транс форматоров, включение которых толчком в эксплуатации не может быть осуществлено, такой проверки можно не делать.



 
« Монтажные краны электростанций   Наладка оборудования электрических подстанций »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.