Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Сборка трансформаторов

Защитные и контрольно-измерительные устройства - Сборка трансформаторов

Оглавление
Сборка трансформаторов
Основные параметры
Поле рассеяния и его влияние на параметры трансформатора
Электродинамические силы, короткое замыкание
Напряжение кз
Регулирование напряжения
Способы охлаждения
Материалы, применяемые в трансформаторах
Требования к качеству электроизоляционных материалов
Характеристика электроизоляционных материалов
Конструкционные и вспомогательные материалы
Основные части
Классификация магнитных систем
Устройства крепления стержней и ярм магнитной системы
Разгрузка от механических воздействий и заземление магнитной системы
Изоляция силовых трансформаторов
Обмотки
Способы прессовки обмоток
Отводы
Переключающие устройства
РПН
Вводы
Вспомогательные устройства
Охлаждение
Установка активной части в баке
Защитные и контрольно-измерительные устройства
Сборка магнитных систем
Влияние технологической обработки на магнитные свойства стали
Сборка плоских шихтованных магнитных систем
Насадка обмоток и укладка изоляции
Распрессовка и расшихтовка верхнего ярма магнитной системы
Насадка обмоток трансформатора мощностью до 160 кВА
Насадка обмоток трансформаторов мощностью до 250—6300 кВА
Расклиновка обмоток трансформаторов мощностью до 6300 кВ-А с ВН до 35 кВ
Особенности насадки обмоток и укладки изоляции мощностью до 25 000 кВA с ВН 110кВ
Установка прессующих колец, шихтовка верхнего ярма
Прессовка верхнего ярма
Изготовление, монтаж и соединение отводов
Пайка твердыми припоями
Электродуговая сварка
Холодная сварка, соединение методом прессования
Заготовка отводов
Комплектовка переключателей
Сборка отводов ВН трансформаторов мощностью до 6300 кВА
Сборка отводов НН трансформаторов мощностью до 6300кВА
Особенности сборки отводов мощных трансформаторов
Особенности сборки отводов ВН трансформаторов с РПН
Термовакуумная обработка активных частей
Третья сборка трансформаторов
Комплектование бака и крышки
Отделка активной части и установка ее в бак
Комплектовка и установка на трансформаторе расширителя, газового реле, выхлопной трубы
Сборка охлаждения системы Д
Особенности конструкции и сборки силовых сухих трансформаторов
Особенности конструкции и сборки трансформаторов 110 кВ
Особенности конструкции и сборки автотрансформаторов
Особенности конструкции и сборки силовых электропечных трансформаторов
Особенности конструкции и сборки преобразовательных трансформаторов
Сварочные трансформаторы
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Испытание трансформаторов
Приемо-сдаточные испытания
Демонтаж
Отделка, сдача, монтаж и ввод в работу
Вспомогательные работы при сборке трансформаторов
Организация сборочных работ
Механизация сборочных работ

 

 

Газовое реле Бухтольда

Рис. 57. Газовое реле Бухтольда:
а — корпус, б — крышка с внутрівенним устройством реле

Газовое реле защищает трансформатор при всех видах внутреннего повреждения, связанного с выделением газа, а также при утечке масла из-за неплотности. Такими повреждениями могут быть: разложение изолирующих материалов (масла, бумаги, дерева) под воздействием повышенной температуры отдельных мест, замыкание параллельных проводов или витков в обмотках; некачественное соединение отводов (пайка, крепление винтами, болтами); пробой изоляции; неисправность в магнитной системе, остове.
По конструктивному признаку различают два вида газового реле: поплавковое и чашечное. Работа поплавкового реле основана на всплывании и опускании металлических поплавков, чашечного— на всплывании и погружении чашечек с маслом. Промышленность выпускает газовые реле: поплавковое ПГ-22 и чашечное РГ43-66. В последние годы на трансформаторах в основном устанавливают поплавковые газовые реле Бухгольца (рис. 57) производства ГДР.
Реле состоит из корпуса 1 (рис. 57, а) с фланцами 2 для подсоединения к трубопроводу, смотровыми окнами 3 со шкалой и пробкой 4 для спуска масла; крышки 8 (рис. 57, б) с внутренним механизмом, который крепится болтами к корпусу на прокладке для обеспечения герметичности. На крышке размещены встроенный блок, кран для отбора пробы таза для анализа, по которому судят о характере повреждения, зажимы для подключения электропроводки и другие вспомогательные детали.
В блок входят следующие основные рабочие механизмы и элементы управления: верхний поплавок 7 с присоединенным к нему магнитом 11; герметизированный магнитно-управляемый контакт 10 — геркон (герметизированный контакт); нижний поплавок 16 с присоединенным к нему магнитом 14, геркон 15; подпорный клапан 5; постоянный магнит 6, укрепленный на пластине 13, и гибкие провода 12, идущие от герконов и подсоединенные к контактным болтам 9, которые выходят на коробку зажимов, установленную на крышке.
Нормально реле заполнено маслом и оба поплавка находятся в верхнем положении. При утечке понижается уровень масла в корпусе и одновременно опускается верхний поплавок. Прикрепленный к нему магнит, проходя рядом с герконом 10, замыкает его контакты, включающие цепь предупредительной сигнализации (звонок, сирена).
Если уровень масла после сигнала продолжает понижаться, то начинает опускаться нижний поплавок; в предельном нижнем положении его магнит вызывает срабатывание контактов геркона 15, замыкая цепь отключения трансформатора.
В случае внутреннего повреждения трансформатора со слабым газообразованием газ в баке поднимается вверх, попадает через трубопровод в реле и вытесняет из него масло, при этом верхний поплавок опускается и работает так же, как в первом случае. Однако нижний поплавок свое положение не меняет, поскольку газ при уровне масла, достигшем верхнего края стенки трубы, выйдет по трубопроводу в расширитель, поэтому нижняя поплавковая система работать не будет — трансформатор останется в работе. При значительных внутренних повреждениях бурно выделяется газ, происходит выброс масла с большой скоростью через реле в расширитель. Под воздействием потока масла подпорный клапан 5, удерживаемый до этого магнитом 6, отбросится в направлении потока, при этом нижний магнит приблизится к геркону, замкнет его контакты, и трансформатор отключится. Время срабатывания реле обычно 0,1 с. Реле можно настроить на срабатывание регулировкой зазора между магнитом и подпорным клапаном при скоростях потока масла от 0,65 до 150 м/с.
На трансформаторах мощностью от 1 до 10 МВ-А устанавливают одно- и двухпоплавковые газовые реле Бухгольца, а на трансформаторах большей мощности — двухпоплавковые.
Повреждение внутри трансформатора, сопровождаемое электрической дугой, приводит к интенсивному разложению масла с образованием большого количества газа н, как следствие, резкому повышению давления внутри бака, при этом может разорваться бак и возникнуть пожар.

Рис. 58. Выхлопная труба:
а — общий вид, б —устройство диафрагмы
Выхлопная труба трансформатора
Для локализации давления внутри бака устанавливают выхлопную (предохранительную) трубу (рис. 58, а), которая состоит из корпуса 2, изготовленного из листовой стали, диафрагмы 3, фланца 1 для крепления к крышке бака трансформатора и фланца 5 для подсоединения трубы к верхней части расширителя. В диафрагму входят фланцы 9 (приваренный к стенке трубы) и 7 (рис. 58, б), две резиновые прокладки 11 и торцовая 10, уплотняющие стеклянный диск 6, который установлен между фланцами, скрепленными болтами 4. Для фиксации мест установки прокладок служит упорное кольцо 8.
Нижний конец трубы сообщается с баком через отверстие в крышке. При повышении давления внутри бака стекло ломается и газы вместе с маслом выбрасываются наружу. На трансформаторах мощностью 1000 кВ-А и выше устанавливают выхлопную трубу; на более мощных трансформаторах и трансформаторах с пленочной защитой вместо выхлопной трубы ставят предохранительный клапан.
При повреждении внутри трансформатора, например пробое изоляции между обмотками или отводами, цепь обмотки ВН может соединиться с токопроводящей частью обмотки НН, при этом сторона низшего напряжения окажется под высоким напряжением, опасным для обслуживающего персонала и аппаратуры. Во избежание появления высокого потенциала на стороне НН у трансформаторов с низшим напряжением (до 690 В) устанавливают пробивной предохранитель, состоящий из фарфоровых головки и корпуса и заключенной между ними контактной системы — цокольного и центрального контактов. Схема включения и действия пробивного предохранителя при пробое изоляции между обмотками показана на рис. 59. Контакты разделены слюдяной прокладкой 8 с отверстиями, образующими воздушные (искровые) промежутки. Головка и корпус вместе с контактной системой скреплены между собой с помощью резьбы на цокольной части.
Схема включения и действия пробивного предохранителя
Рис. 59. Схема включения и действия пробивного предохранителя:
1 -2 — обмотки ВН и НН, 3 — болт крепления крышки бака, 4 — перемычка, 5 — скоба предохранителя, 6, 9 — верхняя и нижняя части контактной головки, 7 цокольный контакт, 8 — слюдяная прокладка с искровыми промежутками, 10 — центральный контакт, 11- пробивной предохранитель, 12 — ввод нейтрали, 13 — стенка бака, 14 — заземляющая перемычка бака

Центральный контакт 10 соединяют с вводом 12 нейтрали обмотки НН при схеме «звезда» или с линейным вводом при схеме «треугольник», цокольный контакт — скобой с заземленным баком (крышкой). При появлении на стороне НН опасного напряжения воздушные промежутки слюдяной прокладки пробиваются электрической дугой, через которую обмотка НН соединяется с землей и таким образом приобретает потенциал, равный нулю.
Для предотвращения соприкосновения масла трансформаторов с атмосферным воздухом применяют пленочную защиту трансформаторов, которая представляет собой емкость из эластичной пленки, уложенную внутри расширителя. При заполнении расширителя маслом она всплывает; воздух контактирует не с маслом, а находится в пленке. Он поступает в пленку через воздухоосушитель, сообщающийся через его масляный затвор с атмосферой. Из пространства между эластичной пленкой и расширителем воздух удален. При изменении уровня масла в расширителе меняется объем эластичной емкости за счет вытеснения или засасывания воздуха из атмосферы. Пленка, изготовляемая из маслостойкой прорезиненной ткани, обладает незначительной воздухо- и влагопроницаемостью. Пленочную защиту устанавливают на трансформаторах III габарита и выше.

Манометрический термометр ТСМ-100
Рис. 60. Манометрический термометр ТСМ-100: 1 — корпус, 2 — указатели установки пределов на сигнал и отключение, 3 — штуцер, 4 — капиллярная трубка, 5 — термобаллон, 6 — зажимы для подключения электропитания, 7 —скоба для крепления

Устройство стрелочного маслоуказателя
Рис. 61. Устройство стрелочного маслоуказателя

Во избежание контакта масла с воздухом в трансформаторах применяют кроме пленочной и азотную защиту, которая обеспечивает постоянное наличие азота в расширителе и исключает увлажнение внутренней изоляции трансформатора, а также насыщение ее кислородом. Азотную защиту устанавливают в основном на мощных силовых трансформаторах напряжением 110 кВ и более.
Температуру масла в трансформаторах мощностью 630 кВ-А и менее контролируют стеклянным термометром, в трансформаторах большей мощности— манометрическими термометрами ТСМ-100 (рис. 60) или ТКП- 160 Сг (конденсационный, показывающий, сигнализирующий). Принцип их действия основан на строгой зависимости давления насыщенных паров заполнителя термосистемы (капилляра, баллона) от температуры измеряемой среды (масла).
При повышении температуры давление паров в термобаллоне 5, соединенном с корпусом 1 капиллярной трубкой 4, увеличивается, при этом специальное устройство в корпусе термосигнализатора действует на стрелку, которая показывает на шкале температуру масла. При достижении предельно допустимой температуры контактная система прибора замыкает цепь тока на сигнал. Дальнейшее увеличение температуры приводит к замыканию контактов цепи отключения трансформатора. Термобаллон устанавливают в специальную гильзу, пропущенную внутрь бака и закрепленную; на крышке корпус прибора крепят на стенке бака.
Стрелочный маслоуказатель используют для контроля уровня масла в расширителе и замыкания электрической цени сигнализации при минимальном уровне масла. Его устанавливают на торцовой стенке расширителя силовых трансформаторов мощностью 10 МВ-А и более.
Стрелочные маслоуказатели бывают двух типов: МС-1 и МС-2 (поплавковые). Устройство маслоуказателя МС-2 показано на рис. 61. Поплавок 1, жестко скрепленный рычагом 2, под углом 90° с осью 3 силового магнита 4, находится в масле расширителя. Стрелка 7 имеет свою ось и плоский управляемый магнит 5 геркона 6. При изменении уровня масла поплавок, следуя за ним, поворачивает ось 3 вместе с закрепленным на ней силовым магнитом, при этом вследствие взаимодействия двух магнитов (магнитная муфта) поворачивается на тот же угол и стрелка, указывая на шкале 8 уровень масла (максимальный, минимальный и при 15°С окружающего воздуха).
При минимальном уровне масла магнит 5 (вместе со стрелкой) приблизится к геркону 6 и, замыкая его контакт, включит цепь сигнализации. Вращательное движение от силового магнита передается стрелке с магнитом через установленную между ними герметичную алюминиевую стенку корпуса.
Маслоуказатель МС-1 отличается от МС-2 тем, что рычаг поплавка расположен вдоль расширителя и силовой магнит получает вращение с помощью конической передачи.

Контрольные вопросы

  1. Из каких основных частей состоит трансформатор?
  2. Зачем выполняют ступенчатое сечение стержней?
  3. Что такое «активное сечение» стержня?
  4. Какие основные конструкции стержневых магнитных систем вы знаете?
  5. Каковы виды изоляции трансформаторов и факторы, влияющие на ее электрическую прочность?
  6. В чем преимущества и недостатки катушечной обмотки трансформаторов?
  7. Из каких основных частей состоит переключающее устройство?
  8. Для чего служат вводы трансформатора?
  9. Где используют маслонаполненные вводы?
  10. Каковы основные способы крепления в баке активной части трансформатора?


 
« Решение научно-технического совета РАО ЕЭС России от 23.12.1994   Сварка шин »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.