Эксплуатация силовых трансформаторов

Общие сведения о трансформаторах

Силовые трансформаторы (далее Т) разделяют по номинальной мощности, по конструктивному исполнению  обмоток (двух- и трехобмоточные и с расщепленной обмоткой на стороне низшего напряжения) и по способам и системам охлаждения. В табл. 3.4 приведена шкала номинальных мощностей Т до 63 000 кВ·А по ГОСТ 9680 - 77.

3.3.2 Приемка трансформаторов в эксплуатацию

Трансформаторы по требованиям к приемке в эксплуатацию разделяют на три группы: мощностью до 630 кВ·А включительно, мощностью до 1,6 МВ·А и  мощностью более 1,6 МВ·А.

         При приемке в эксплуатацию ТМ мощностью до 630 кВ·А включительно определяют условия включения в соответствии с указаниями завода - изготовителя, проводят фазировку, проверяют средства защиты  трансформаторного масла и  проводят его испытания, измеряют сопротивление изоляции обмоток,  и толчком  включают ТМ на номинальное напряжение. В процессе 3 - 5 кратного включения Т на номинальное напряжение (по 30  минут на каждое включение) не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное его состояние: усиливающийся гул, потрескивания, ясно слышимые разряды внутри бака, скользящие разряды по изоляторам  и т. п.   

         Фазировка заключается в том, чтобы у Т, присоединенных со стороны ВН к одной сети,  найти  со стороны НН фазы,  не имеющие  разности напряжений, то есть одноименные. После того, как такие фазы найдены, их попарно располагают друг против друга. Вольтметр, присоединенный к одноименным фазам, должен дать   нулевое показание.  

На рис. 15 показана схема фазировки двух трансформаторов. В том случае когда фазируемые трансформаторы не имеют заземленных нейтралей, т. е. не имеют между собой электрической связи, фазируемые цепи необходимо предварительно соединить в какой-либо точке перемычкой  а₁ - а₂ , иначе вольтметр показаний давать не будет. Очевидно, при фазировке трансформаторов, не имеющих заземленных нейтралей, достаточно получить два нулевых показания вольтметра. Фазировку трансформаторов с напряжением, превышающим 380 В, производят вольтметром через измерительные трансформаторы напряжения .

Рис. 15. Схема фазировки силовых трансформаторов: а – с заземленными нейтралями; б – при соединении обмоток в треугольник; Тр₁ – работающий трансформатор; Тр₂ – фазируемый трансформатор; V – переносной вольтметр

МЕСТО РИС. 15

         При приемке ТМ мощностью до 1,6 МВ·А включительно, кроме операций, перечисленных выше, измеряют сопротивление обмоток постоянному току, испытывают систему охлаждения (за исключением герметизированных  ТМ и не имеющих расширителей) путем создания в баке и радиаторах избыточного давления. Включают такие ТМ также толчком на номинальное напряжение в порядке, указанном выше.
         При  приемке ТМ мощностью более 1,6 МВ·А испытывают изоляцию  ПНПЧ, проверяют коэффициент трансформации, группу соединений обмоток, работу переключающего устройства системы РПН (если оно имеется), измеряют потери холостого хода и напряжение  короткого замыкания, испытывают вводы и встроенные трансформаторы тока. Включают их также толчком на номинальное напряжение.

         Сухие и заполненные негорючим жидким диэлектриком Т испытывают по программе МТ мощностью более 1,6 МВ·А, за исключением системы охлаждения, испытаний жидкости, вводов и встроенных трансформаторов тока.

         Для МТ напряжением 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А сопротивление изоляции обмоток не должно быть ниже следующих значений:

Температура обмотки, Т_обм,  ^О С    10     20     30     40     50     60     70

R₆₀ , МОм                                   450   300    200   130   90    60      40

         Сопротивление изоляции сухих Т, МОм, при температуре 20 - 30 ^О С должно быть  для обмоток с номинальным напряжением:

• до 1 кВ  включительно - не менее 100;

• более 1 кВ до 6 кВ - не менее 300;

• более 6 кВ -  не менее    500.  

         При приемке Т приемочная комиссия проверяет  соответствие монтажа проекту, техническую документацию, протоколы испытаний трансформаторного масла и других измерений - сопротивления изоляции и других  характеристик,  а также техническое состояние МТ:

• бак и  соединения  труб и радиаторов не должны иметь следов подтекания масла;

• изоляторы должны быть очищены от пыли, а контактные соединения плотными с пружинными шайбами, предотвращающими самопроизвольное откручивание гаек;  

• крышка МТ, оборудованного газовой защитой, должна иметь подъем по направлению к газовому реле не менее 1 % для обеспечения  прохождения к нему  газов, а маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее 2 %;

• МТ должны быть снабжены термометрами для  измерения температуры масла;

• газовое реле должно быть установлено горизонтально и находиться со стороны, удобной для  обслуживания;

• уровень масла в расширителе неработающего МТ должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла в данный момент времени, а во время работы -  не ниже контрольных отметок;

• масло  в расширителе МТ и в баке или расширителе устройства РПН должно быть защищено от соприкосновения с воздухом;

• МТ мощностью  1 000 кВ·А  и более должны иметь систему непрерывной регенерации масла в термосифонных и адсорбных фильтрах;

• воздушная полость предохранительной трубы МТ должна быть соединена с воздушной полостью расширителя, а уровень  ее  мембраны должна быть выше расширителя,. Мембрана выхлопной трубы при ее повреждении может быть заменена только  идентичную заводской;

• на дверях трансформаторных камер и на баках  трехфазных Т наружной установки должны быть нанесены подстанционные  номера, обеспечивающие снижение вероятности ошибочных действий персонала при   их обслуживании. На группах однофазных Т подстанционный номер указывают на средней фазе;

• МТ наружной установки должны быть окрашены  краской светлых тонов, устойчивой к атмосферным воздействиями и  воздействию трансформаторного масла;

• с наружной  стороны дверей трансформаторных пунктов и камер, должны быть нанесены предупреждающие знаки, Двери должны быть постоянно закрыты на замок.

         Результатом работы приемочной комиссии является акт, в котором указывается готовность Т к эксплуатации.

             В процессе эксплуатации Т  производят их осмотры  без отключения:

• главных понижающих Т подстанций с постоянным дежурным персоналом - 1 раз в сутки;

• остальных Т ЭУ с постоянным и без постоянного дежурного персонала - 1 раз в месяц;

• Т трансформаторных пунктов (подстанций) -  не реже 1 раза в месяц.

         В зависимости от местных условий и состояния Т указанные выше сроки могут быть изменены техническим руководителем (ОЗЭХ).

         Внеочередные осмотры Т производят:

• после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, сильный ветер,  резкое изменение  температуры и др.);

• при срабатывании газовой защиты на сигнал, а также при отключении Т газовой или дифференциальной защитой. 

         Текущие ремонты Т производят по мере необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает технический руководитель Потребителя. Капитальные ремонты Т напряжением до 110 кВ и мощностью  125 МВ·А проводят не позднее чем через 12  лет после  ввода в эксплуатацию, а остальных Т - в зависимости от их состояния и результатов технической диагностики.

          Для масляных и сухих Т  и Т с жидким негорючим диэлектриком допускаются  систематические перегрузки, значения и длительности которых регламентируют инструкции заводов - изготовителей. В аварийных режимах  допускается кратковременная перегрузка Т сверх номинального тока при всех системах охлаждения  независимо от длительности и значения предшествующей узки нагрузки и температуры  охлаждающей среды в следующих пределах:

 Масляные трансформаторы:

перегрузка по току, %                    30      45      60      75      100

длительность перегрузки, мин         120     80      45       20      10

Сухие трансформаторы:

перегрузка по току %                      20     30       40      50       60

длительность перегрузки, мин          60     45       32       18      5

         При эксплуатации Т соблюдают   несколько общих для их  любой мощности правил, а именно:

• при срабатывании газовой защиты (при мощности Т 2500 кВ·А и выше) МТ  должен быть немедленно отключен, произведен его осмотр и взят анализ газа на горючесть. Если газ не горючий, то включить трансформатор можно по разрешению ответственного за электрохозяйство без проверки причин срабатывания;
• необходимо  постоянно наблюдать  за температурой верхних слоев масла.  Допустимое ее значение  зависит от системы охлаждения МТ. При номинальной нагрузке МТ допустимая температура масла должна быть:
• при системе ДЦ ≤ 75 ^ОС;  при системе Д ≤ 95 ^ОС;  при системе Ц ≤ 70 ^ОС.
• все устройства принудительного дутья воздуха и масла должны включаться  одновременно с включением  трансформатора;
• МТ  разрешается включать на полную нагрузку при температуре окружающей среды не ниже  – 25 ^ОС. При более низкой температуре  МТ  должен быть предварительно прогрет;
• система принудительной циркуляции масла в системе охлаждения должна работать непрерывно вне зависимости от нагрузки МТ;
• МТ мощностью более  630 кВ·А должны быть снабжены забетонированными ямами с гравийным заполнением для аварийного выброса масла;  этот гравий должен промываться не реже, чем 1 раз в год;
• каждое предприятие, имеющее маслонаполненное электрическое оборудование, должно иметь запас этого масла в объеме не менее 110% самого крупного аппарата или МТ.

 Параллельная работа трансформаторов допускается при следующих условиях:

• нагрузка каждой из обмоток не должна превышать номинального значеиия;
• группы соединения обмоток Т, включаемых в параллельную работу, должны быть одинаковыми;
• соотношение мощностей Т должно быть не более, чем 1 : 3;
• коэффициенты трансформации не должны отличаться на  ± 0,5 %;
• напряжение короткого замыкания не  должно отличаться на  ± 10%;
• трансформаторы должны быть сфазированы.

Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами допускается изменять коэффициенты трансформации при условии, что ни одна из обмоток не будет перегружена.

 Трансформатор должен быть аварийно выведен из работы:

• при сильном и непрерывном шуме и треске внутри бака;
• при ненормальном и возрастающем нагреве;
• при выбросе масла из расширителя или при разрыве диафрагмы выхлопной трубы.

 Испытания  Т проводят при межремонтном обслуживании и при капитальных ремонтах. При этом производят измерение сопротивления изоляции обмоток относительно земли  (корпуса) и  сопротивления стержневых шпилек магнитной системы. Эти значения нормированы и зависят от температуры окружающей среды, их измеряют мегомметром на 2500В в течении 1 минуты.

У МТ проводят испытания трансформаторного масла. Из трансформаторов напряжением 35 кВ включительно  отборы масла для испытаний  проводят:

• после капитальных ремонтов;

• не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВ·А, работающих с термосифонными фильтрами, служащими для регенерации масла в процессе его эксплуатации;

• не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов выше  630 кВ·А, работающих без термосифонных фильтров.

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытание масла проводят не реже 1 раза в 2 года, а также при комплексных испытаниях МТ.   

В начало