Эксплуатация силовых трансформаторов

Режимы работы силовых трансформаторов.

Режим работы силовых трансформаторов определяют токи нагрузок, температура верхних слоёв масла, U на вводах первичной обмотки и температура окружающего воздуха. Нормальным режимом работы трансформатора называют режим, соответствующий данным, указанным на заводском щитке. Понижающие трансформаторы допускают повышение подводимого первичного напряжения не более чем на 5% U, соответствующего данному ответвлению, т. к. даже небольшое возрастание U приводит к значительному ­ намагничивающего тока, а это приводит к возрастанию потерь в стали, повышенному нагреву её и повышенному потреблению реактивной мощности. Трансформаторы, долго работающие с номинальной нагрузкой, не должны перегружаться, т. к. это ведет к износу изоляции и сокращению срока службы трансформатора. В отличие от других электрических машин нагрузка у трансформаторов редко бывает постоянной и равной его номинальной мощности. Она изменяется как в течение суток, так и в зависимости от времени года. При полной загрузке срок службы трансформатора удлиняется и может стать таким, что трансформатор по техническим данным устареет раньше, чем износится его изоляция. В связи с этим в эксплуатации допускают работу трансформаторов с перегрузкой с таким расчётом, чтобы срок их службы был не менее 20 – 25 лет. Допускаемые перегрузки трансформаторов подразделяются на нормальные и аварийные. Нормальные перегрузки силовых трансформаторов зависят от коэффициента заполнения суточного графика нагрузки,

а также от недогрузки трансформатора в ночное время, если t окружающего воздуха не превышает +350 С. При аварийных режимах трансформаторы с масляным охлаждением допускают перегрузку до 40% на 6 час. Работы в течении суток. Такая перегрузка допустима не более 5 суток. Коэффициент нагрузки должен быть < 0,75.

Максимально допустимые превышения t для трансформаторов составляют: для медн. Обмотки 700; для стали магнитопровода 750; для верхних слоев масла 600. Следовательно, максимально допустимая абсолютная t должна быть не выше 1050 для меди обмоток; 1100 для магнитопровода и 950 для масла.

1. Обслуживание трансформаторов.

Трансформаторные подстанции разделяются на подстанции с постоянным обслуживанием и без постоянного дежурного персонала.

Там, где имеется (постоянка),. В часы мах нагрузок систематически наблюдают за показаниями измерительных приборов – амперметров, вольтметров на шинах, от

которых питаются обмотки высшего U, а также за t масла. Все показания измерительных приборов записываются в ведомость.

В установках без постоянки, показания приборов записывают только при осмотре трансформаторов. Осмотр трансформаторов проводится на подстанциях с постоянкой проводиться 1 раз в смену, а без постоянки 1 раз в месяц, в соответствии с графиком осмотров, установленном на предприятии.

Во время осмотра необходимо прислушиваться к гудению; проверить уровень и цвет масла, отсутствие течи масла; состояние ошиновки трансформатора и исправность подходящих кабелей; изоляторы трансформаторов; состояние заземления; исправность пробивных предохранителей. (для защиты сетей низшего U от появления в них повышенного U при пробое изоляции между обмотками высшего и низшего U); состояние строительной части установки. Помимо периодических трансформаторы подвергаются и внеочередным осмотрам, которые проводятся после каждого появление сигнала газового реле.

2. Признаки неисправности трансформаторов.

3.1. Работа газовой защиты: В случаях отключения трансформаторов от газовой защиты, прежде чем приступить к устранению неисправностей, необходимо исследовать скопившиеся в нем газы, определить их цвет, горючесть, количество и химический состав. По цвету газа можно судить о характере повреждения: чёрный цвет – повреждение масла; жёлтый – дерева; бело серый – бумаги или картона. Окраска газа исчезает со временем. Для определения горючести газа к верхнему крану газового реле подносят зажжённую спичку и открывают кран. Если газ горит, то это свидетельствует о внутреннем повреждении в трансформаторе. Если же газ бесцветный и не горит, то это свидетельствует о наличии воздуха, выделившегося из масла. Этот воздух из реле следует выпустить. При понижении уровня масла в трансформаторе газовую защиту переводят на сигнал и доливают масло. Обратное нормальное включение газовой защиты проводится через 24 часа после того, как из масла перестаёт выделяться воздух.

После капитального ремонта трансформаторов газовую защиту включают только на сигнал на срок до 3-х суток во избежание ложных отключений трансформатора, т. к. в этот период из трансформатора выделяется большое количество воздуха. Часто газовая защита срабатывает на сигнал или на отключение в результате замыкания между витками в первичной или вторичной обмотке Т. Эти повреждения возникают от продавливания витков обмоток во время монтажа или ремонта, а также при наличии заусенцев на меди витков, при механич. повреждениях изоляции, при выходе из строя обмотки вследствие понижения уровня масла, при динам. действии токов к.з., при естественном износе изоляции. Газовая защита срабатывает при образовании в Т. короткозамкнутых контуров, возникающих при нарушении изоляции болтов, стягивающих активную сталь Т., а также результате повреждения междувитковой изоляции. Эти повреждения можно определить по снижению t вспышки масла.

3.2. Обрывы в обмотках: сопровождаются выделение горючих газов и обнаруживаются при работе газовых реле на сигнал или на отключение.

3.2. Потрясывания внутри Т.: наблюдаются в результате перекрытия обмоток или ответвлений на корпусе Т. вследствие перенапряжения или обрыва сети заземления, т. к. активная сталь и все другие детали магнитопровода в Т. заземляются. Это делается для того, чтобы отвести в «землю» статические заряды, появляющиеся на

этих частях и возникающие вследствие того, что обмотки и металлические части магнитопроводов в Т. являются обкладками конденсатора. Указанные дефекты устраняются ремонтом обмоток или восстановлением заземления.

3.4. Ненормальное гудение трансформатора: вследствие работы Т. при повышенном U или несимметричной нагрузке фаз. Для устранения гудения следует устранить причины. Повышенное гудение Т. возникает также при ослаблении прессовки шихтоваемого магнитопровода, при вибрации крайних листов магнитопровода, при ослаблении болтов, крепящих крышку Т.

3.5. Течь масла: может возникнуть во время их работы в результате нарушения плотности аварийных швов у баков труб и радиаторов. Кроме того, могут быть подтеки между крышками и баками Т. и в установках вводов. Для устранения этих дефектов Т. должен быть отключён.

3. Профилактические испытания трансформаторов.

В условиях эксплуатации испытания Т. производятся в процессе монтажа и после него; во время проведения капитальных ремонтов, после их и в период между ними. Цель – проверка состояния Т.

Перед вводом в эксплуатацию и в процессе её Т. проходят следующие испытания:

А) Измерение R постоянным током обмоток Т.

Б) Определение влажности изоляции.

В) Измерение R изоляции стяжных болтов и испытания их повышенным переменным U.

Г) Измерение tg угла диэлектрических потерь вводов, в конструкцию которых введены органические материалы.

Д) испытание главной изоляции Т. мощностью >560 кВА повышенным переменным U

Е) Испытание бака с радиатором под давлением.

Ж) Проверка фазировки.

З) Осмотр и проверка устройств охлаждения.

И) Химический анализ и электрические испытания масла из баков.

К) Выключение Т. «толчком» на номинальное U.

3.1. Измерение R изоляции обмоток:

Перед вводом в эксплуатацию условием включения без сушки изоляции является величина R изоляции < 70% значения, полученного на заводе. Температура при измерении R изоляции на заводе и на месте установки Т. должна быть одинаковой. Если величина R изоляции мала, то определяют коэффициент абсорбции, который представляет отношение R изоляции, измеренного мегаомметром через 15 сек и через 60 сек после начала измерения. Для неувлажненного Т. это отношение при t от +10 до +30 обычно бывает не ниже 1,3. У Т. увлажненных или имеющих дефекты в изоляции коэффициент абсорбции ниже. R изоляции измеряется поочерёдно для обмоток каждого U по отношению к корпусу Т. и между обмотками разных U. При измерении R изоляции обмоток у Т., у которых имеется пробивной предохранитель, он во избежание пробоя и искажения результатов измерения вывертывается из гнезда. R изоляции обмоток Т. U до 1000В измеряются мегаомметром U 1000В. У всех остальных Т. R изоляции измеряется мегаомметром U 2500В.

3.2. Испытание изоляции обмоток Т. повышенным напряжением постоянного I.

Изоляция обмоток испытывают 1 мин повышенным U переменного тока при частоте 50Гц. Температура Т. при испытаниях должна быть не ниже 150. Повышенным U переменного I испытывают также изоляторы выводов Т.

3.3. Испытания изоляции стяжных болтов магнитопроводов:

При испытании изоляции стяжных болтов магнитопроводов проверяется надёжность изоляции прессующих болтов и ярмовых балок по отношению к электротехнической стали. При этом измеряют R изоляции стяжных болтов мегаомметром и повышенным U промышленной частоты. Величина U=1000В. Т=1мин. Когда R изоляции измеряют мегаомметром на U=2,5кВ разрешается не проводить испытания повышенным U.

3.4. Измерение R обмоток Т. постоянному току:

Испытания проводятся для выявления недоброкачественных паек и контактов в обмотках, в ______ ответвлений и в присоединении отводов к выводам, что определяется увеличением R обмоток Т. R обмоток измеряются мостом МД-6 или методом падения U при помощи амперметра и вольтметра, при токе £20% от номинального тока обмотки, т. к. при большей силе тока обмотка перегревается, увеличивается её R, что вносит погрешность в измерения.

3.5. Испытания баков Т.:

Испытания баков проводят давлением столба масла над уровнем расширителя. У трубчатых и гладких баков высота столба масла – 0,6м; у волнистых и радиаторных – 0,3м. Продолжительность испытания 1мин.

3.6. Измерение tg угла диэлектрических потерь вводов Т.

Если приложить к диэлектрику переменное U, то в нем возникнут дополнительные активные потери. При этом в диэлектрике возникнут токи утечки: активный и ёмкостной. Активные потери в изоляции значительно меньше реактивных и отношение их обычно выражается сотыми долями, поэтому tg d выражают в %. tg d не зависит от геометрических размеров изоляции. Увлажнения изоляции или наличие в ней каких – либо посторонних включений, примесей, а также изменения её структуры снижают качество изоляции, вызывая ­ tg d. Особенно заметно действие на изоляцию воды, которая проникая в поры волокнистых материалов, значительно ­ диэлектрические потери. tg d зависит от загрязнения вводов, трещин на них, наличие воздуха, а также вследствие применения трансформаторного масла с большим по сравнению с допустимым tg d. Величина tg d ­ при ­ t0 С изоляции. tg d следует измерять при частоте 50Гц, т. к. при более высоких частотах он будет меньше.

Для измерения tgq в изоляции вводов применяется высоковольтные мосты, в которых токи, протекающие через изоляцию, сравниваются с токами искусственной цепи, составляемой из R и C (МД_16). Измерения проводятся при V 10 кв; min t= +5 C

4.7 Определение коэффициента трансформации.

К=V1/V2 где V1 (ВН),V2(НН) После монтажа и капитального ремонта Т. со сменой обмоток необходимо проверить и с помощью двух вольтметров определить коэфф. трансформации Т.

Во избежание погрешностей, возникающих от падения V в питающих проводах, вольтметр подсоединяют с помощью отдельных проводов непосредственно к вводам Т. Для Т. с коэфф. трансформации 3 устанавливаются допуск +/-1%, а для всех остальных трансформаторов +/-0.5%

5.Фазировка Т.

Производится для определения возможности их параллельной работы. Для этого должны соблюдаться 4 условия:

1)Равенство V;

2)Соответствие групп соединений;

3)Одинаковые характеристики К.З;

4)Соотношение мощностей не более 1:3

5.1. Фазировка на V до 380 В включительно

При проверке правильности фазированных обмоток Т. со стороны НН могут наблюдаться следующие явления:

1)При поочерёдности измерения м/д фазами, подключённых на параллельную работу Т.

получены три одинаковых нулевых показания; это подтверждает, что трансформаторы сфазированы правильно и их можно включать на параллельную работу

2)Поочерёдное измерение не дают нулевых показаний; при этом необходимо поменять местами

начала и концы фаз из обмоток НН одного из трансформаторов и продолжать измерения до получения нулевых показаний вольтметров

3)Поочерёдное измерения не дают нулевых показаний; если Т. принадлежит к нечётной группе;

необходимо произвести перекрещивание любых двух фаз со стороны питания вновь присоединенного Т.

5.2.Фазировка при V выше 1000В.

Производиться с помощью измерительных Т.V и вольтметров, или с помощью двух индикаторов V, в одном из которых вместо неоновой лампочки вставлено R& 2.5 Мом

Фазировка Т. с помощью индикаторов. Выполняется на высоком напряжении. При совпадении фаз трансформатора. Лампочные индикаторы не должны загораться. Электрическая связь между Т. осуществляется через них по отношению к земле. Фазировка Т.

V 11кВ и выше производится только с помощью Т. V. Условие включения Т. на Н работу те же, что и при фазировке при V до 380 В.

После фазировки Т. их следует опробовать включением в сеть «толчком» на номинальное V.