ЭНЕРГОПРОМСТРОЙ 
  Мы не боремся с конкурентами, Мы просто завоёвываем рынок!!!

Включение трансформаторов после монтажа и ремонта

Для обеспечения нормальной работы силовых трансформаторов на промышленных предприятиях их установка должна быть выполнена в соответствии с требованиями ПУЭ. Правильная эксплуатация силовых трансформаторов обеспечивает бесперебойное снабжение промышленных потребителей электроэнергией, а также рациональное и экономное ее расходование.

В условиях эксплуатации к силовым трансформаторам предъявляются следующие требования.

1. Трансформатор должен обеспечивать надежное электроснабжение потребителей (предприятия, цеха и т.п.). Выполнение этого условия обеспечивается при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий правильным, технически и экономически обоснованным выбором числа и мощности трансформаторов для главных понижающих и цеховых подстанций с учетом категорий потребителей.
2. Режим работы трансформатора должен быть экономически целесообразным. Выполнение этого условия определяется обеспечением минимума потерь мощности в трансформаторах при работе по заданному графику нагрузки и достигается соответствующей загрузкой и устранением холостого хода трансформатора, отключением трансформаторов, работающих с малой загрузкой и т.д.
3. Установка трансформатора должна обеспечивать в условиях эксплуатации его пожаробезопасность. Выполнение этого условия зависит от соблюдения всех требований, предусмотренных соответствующими нормами и правилами.
4. Трансформатор должен быть снабжен соответствующими видами защиты от различных повреждений и ненормальных режимов работы (от внутренних повреждений, многофазных замыканий в обмотках и на их выводах, сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними КЗ или возможными перегрузками, понижения уровня масла и т.п.).
Кроме различных видов защиты трансформатор должен быть снабжен соответствующими измерительными приборами, обеспечивающими эксплуатационному персоналу возможность наблюдения как за режимами работы трансформатора, так и за режимами работы всей системы электроснабжения промышленного предприятия.

Проверка влажности изоляции трансформаторов включает в себя определение сопротивления изоляции через 60 мин после включения, коэффициенту абсорбции обмоток тангенса угла диэлектрических потерь обмоток (tgS), отношения емкостей обмоток при частотах 50 и 2 Гц (С2/С50), а также отношения емкостей обмоток в нагретом и холодном состояниях (Сгор/Схол) и относительного прироста емкости по времени (АС) по отношению к емкости (С) обмоток при одной и той же температуре (АС/С).
При оценке влажности изоляции трансформаторов необходимо выполнять следующие условия.
1. Состояние изоляции трансформаторов определять по комплексу измерений, с тем чтобы преимущества одного метода восполняли недостатки другого.
2. Характеристики изоляции измерять в соответствии со схемами измерения, приведенными в табл.
3. При измерениях все вводы обмоток одного напряжения соединять вместе. Остальные обмотки и бак трансформатора заземлять. Измерения начинать с сопротивлений R60 и R15
4. Характеристики изоляции трансформаторов с маслом измерять при температуре верхних слоев масла не ниже 10 °С.
Температуру трансформаторов без масла измеряют термометром, установленным в кармане термосигнализатора на крышке бака; при этом карман заполняют трансформаторным маслом. Если температура масла ниже 10 °С, то для измерения характеристик изоляции трансформатор подогревают.

Схемы измерения характеристик изоляции трансформаторов


Обмотки, на которых производят измерения

Заземляемые части трансформатора

Двухобмоточные трансформаторы

НН

Бак, ВН

ВН

Бак, НН

(ВН + НН)

Бак

Автотрансформаторы

(ВН + СН)

Бак, НН

НН + Бак

(ВН + СН)

(ВН + СН) + НН

Бак

Трехобмоточные трансформаторы

НН

Бак, СН, ВН

СН

Бак, ВН, НН

ВН

Бак, НН, СН

(ВН + СН)*

Бак, НН

(ВН +СН + НН)*

Бак

* Измерения обязательны для трансформаторов мощностью 16000 кВ-А и более на напряжение 35 кВ, а также для трансформаторов на 110 кВ независимо от мощности.

При нагреве трансформатора с маслом температуру изоляции принимают равной температуре обмотки ВН, определяемой по сопротивлению этой обмотки постоянному току; это измерение производят не ранее чем через 60 мин после отключения нагрева обмотки током или через 30 мин после отключения внешнего нагрева.
При нагреве трансформатора без масла и определении значения АС/ С температуру изоляции измеряют термометром (или термопарой) на верхнем ярме магнитопровода непосредственно после измерения величин АС и С.
Для получения значений, указанных в протоколе заводского испытания, трансформатор необходимо нагреть до температуры, превышающей заводскую не менее чем на 10 °С; измерение характеристик изоляции производят при спаде температуры.
5. Измерение характеристик изоляции производить не ранее чем через 12 ч после окончания заливки трансформатора маслом. Перед измерениями требуется протереть поверхности вводов трансформатора.
6. Относительную влажность воздуха определять аспирационным или комнатным психрометром по таблицам, прилагаемым к приборам.

Нормы отбраковки изоляции трансформаторов на напряжение до 35 кВ

Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции обмоток tg S для вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов, залитых маслом, не должен превышать значений, указанных в табл.

Максимально допустимые значения tg S изоляции обмоток трансформаторов, %, при различных температурах


Мощность трансформатора, кВ А

Температура,  С

10

20

30

40

50

60

70

До 6300

1,2

1,5

2,0

2,6

3,4

4,5

6,0

10000 и выше

0,8

1,0

1,3

1,7

2,3

3,0

4,0

Примечание. Значения tgS, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам данного трансформатора.

 

Значения коэффициентов kt при различных значениях t2 - t1


h - ч, С

5

10

15

20

25

30

35

 

1,15

1,31

1,51

1,75

2

2,3

2,65

h-ti,С

40

45

50

55

60

65

70

 

3,0

3,5

4

4,6

5,3

6,1

7

 

Пересчет значений tg S, измеренных на заводе при температуре t2, для приведения их к температуре измерения на монтаже  а также для определения нормированных значений tg S при температурах, некратных десяти, производят с помощью коэффициента t1, значения которого приведены в табл.

Примеры. 1. Трансформатор мощностью 10 000 кВ • А на 35 кВ. Данные заводского протокола: tg S (при измерении по схеме ВН — бак, НН) при температуре 60 С равен 1,2%. Температура изоляции трансформатора при измерении на монтаже 20°С.
Находим t2 - t1= 60 - 20 = 40 °С; тогда по табл.  t1 = 3, откуда tg S = 1,2/3,0 = 0,4 %. Значение tg 8 на монтаже не должно превышать 130 % от 0,4 %, т.е. он должен быть не выше 0,4-1,3 = 0,52%.

2. Для трансформатора мощностью 1600 кВ • А на 35 кВ при измерении на монтаже tg S = 1,2 %. Температура изоляции трансформатора 15 °С.
Поскольку в табл. 5.2 даны нормированные значения tg 8 только при температурах, кратных десяти, для проведения сравнения определяют нормированное значение tg S при 15 °С, для чего указанное в таблице значение tg 8, например при 20 °С, приводят к температуре 15 С с помощью коэффициента кх. Тогда t2 t1= = 20-15 = 5 °С, а к} = 1,15; следовательно tg S при 15 °С равен 1,5/1,15 = 1,3, т.е. измеренное значение удовлетворяет нормам.
Сопротивление изоляции обмоток R60, для вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов, залитых маслом, не должно быть менее значений, указанных в табл.
Пересчет значений R60, измеренных на заводе при температуре t2, для приведения их к температуре измерения на монтаже, а также для определения нормированных значений R60- при температурах, некратных десяти, производят с помощью коэффициента к2,значения которого приведены в табл. 5.

Таблица 4
Минимально допустимые значения сопротивлений обмоток трансформаторов, МОм, при различных температурах


Мощность трансформатора, кВ-А

Температура, °С

10

20

30

40

50

60

70

До 6300

450

300

200

130

90

60

40

10 000 и выше

900

600

400

260

180

120

80

Таблица 5
Значения коэффициентов к2 при различных значениях t2 t1


h-и,°с

5

10

15

20

25

30

35

кг

1,23

1,5

1,84

2,25

2,75

3,4

4,15

h ~h,°С

40

45

50

55

60

65

70

к2

5,1

6,2

7,5

9,2

11,2

13,9

17

Таблица 6

Класс напряжения трансформатора, кВ

Пробивное напряжение масла в стандартном разряднике, кВ

До 15

25

15...35

30

110... 220

55*

* Пробивное напряжение пробы остатков масла в трансформаторах на 110 кВ, транспортируемых без масла, должно быть не менее 50 кВ.

Пробивное напряжение проб масла из трансформаторов должно удовлетворять требованиям, приведенным в табл. 6.
Отношение АС/С (для трансформаторов, поступивших на предприятие без масла или при необходимости осмотра активной части трансформатора со сливом масла) значений, измеренных в конце ревизии, и приращение значений АС/С, измеренных в конце и начале ревизии (приведенных к одной температуре), не должно превышать значений, указанных в табл. 7.
Пересчет значения АС/С, измеренного в конце ревизии при температуре tx обмотки ВН для приведения его к температуре t2 обмотки ВН, измеренной в начале работ, производят с помощью коэффициента к3, значения которого приведены в табл. 8.

Пример. Начальное значение АС/С обмотки трансформатора мощностью 10 000 А на 35 кВ при температуре обмотки 20 °С равно 4 %. Значение АС/ С, измеренное в конце работ при температуре обмотки 15 °С, равно 6 %.
Находим разницу температур t2 - tx = 5 °С; тогда по табл. 5.8 к3 = 1,25. Значение АС/С, приведенное к 20 °С будет 6-1,25 - 7,5 %.

Таблица 7
Максимально допустимое отношение АС/С значений обмоток трансформаторов, измеренных в конце ревизии (и приращение значений, измеренных в конце и начале ревизии)

Мощность и класс напряжения трансформатора

АС/С, %, при температуре изоляции, °С

10

20

30

40

50

До 35 кВ мощностью до 6300 кВ * А

13(4)

20 (6)

30 (9)

45(13,5)

75(22)

До 35 кВ мощностью 10000 кВ • А и более и на 110 кВ независимо от мощности

8(3)

12(4)

18(5)

29 (8,5)

44(13)

Примечание. Значения АС/С относятся ко всем обмоткам данного трансформатора; их измеряют по схемам, приведенным в табл. 1

Минимально допустимое пробивное напряжение пробы масла
трансформатора
Таблица 8


h- и,°с

5

10

15

20

25

к2

1,25

1,55

1,95

2,4

3,0

h- и,°с

30

35

40

45

50

къ

3,7

4,6

5,7

7,0

8,8

Таблица 9 Максимально допустимые значения С2/С50, %, обмоток трансформаторов в масле при различных температурах обмоток


Мощность трансформатора, кВ • А

Температура, °С

10

20

30

40

50

60

70

До 6300

450

300

200

130

90

60

40

10 000 и выше

900

600

400

260

180

120

80

Разность значений А С/ С в конце и начале работ, приведенная к 20 С, будет 7,5 - 4 = 3,5 %, т.е. эта разность не превышает 4 % (см. табл. 7).
Величина С2/С5$ для вновь вводимых в эксплуатацию трансформаторов, залитых маслом, измеренная на монтаже, не должна превышать значений, указанных в табл. 9.

Нормы отбраковки изоляции трансформаторов на напряжение 110 кВ

Значения tg5 изоляции обмоток, измеренные на монтаже при заводской температуре или приведенные к одинаковой температуре (если температура при измерении отличается от заводской), должны быть не более 130 % от данных заводского протокола испытаний.
Для приведения значений tgo, измеренных на заводе, к температуре измерения при монтаже производят пересчет с учетом коэффициента kh значения которого приведены в табл. 3.
Значения сопротивления изоляции обмоток i?6o-> измеренные на монтаже при заводской температуре (если температура при измерении отличается от заводской), должны быть не менее 70 % от данных заводского протокола.
Для приведения значений R60, измеренных на заводе, к температуре изоляции при монтаже производят пересчет при помощи коэффициента к2, значения которого приведены в табл. 5.
Значения пробивного напряжения пробы масла трансформаторов приведены в табл. 5.6, а значения АС/ С — в табл. 7.

Решение вопроса о включении трансформатора в эксплуатацию после монтажа или ремонта зависит от его мощности, напряжения, условий транспортировки (с расширителем или без него, с маслом или без масла), а также от условий, в которых находился трансформатор до начала монтажа и в период его выполнения.
Ревизию трансформатора начинают с проверки его герметичности (табл. 1).
Условия включения трансформаторов пяти групп (I...V) без сушки приведены в табл. 2...5.

Таблица 1 Методы проверки герметичности трансформаторов

Условия транспортировки трансформатора

Методы проверки герметичности

Заполненный маслом, без расширителя

1. Проверка давлением столба масла высотой 1,5 м от уровня крышки в течение 3 ч (трансформатор считают герметичным, если при проверке не наблюдается течи в местах, расположенных выше уровня масла, с которым он поступил на предприятие).
2. Предварительная проверка давлением сухого воздуха 15 кПа в течение 3 ч (трансформатор считают герметичным, если давление понизится не более чем до 13 кПа).
3. Окончательная проверка после монтажа трансформатора (до установки воздухоосушителя) давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч (при температуре масла в баке не ниже 10 °С)

Без масла, с избыточным давлением сухого воздуха или азота

1. Не позднее чем через 10 дней после прибытия на площадку (в дальнейшем не реже 1 раза в месяц в течение срока хранения) избыточное давление проверяют манометром внутри бака и сопоставляют его с давлением перед отправкой трансформатора с завода.
2. При нарушении герметичности проверяют уплотнения созданием давления азота (или сухого воздуха) до 25 кПа. Трансформатор считают герметичным, если по истечении 3 ч давление снизится не более чем до 23 кПа (при изменении температуры окружающей среды в пределах 10... 15 °С)

Примечание. Результаты проверки герметичности оформляют актом (или протоколом) и учитывают при решении вопроса о введении трансформатора в эксплуатацию без сушки.

 

Таблица 2


Герметичность

Пробивное напряжение масла

R60  и R60"/R15"

 

tg S обмоток

а

б

в

г

д

1. Уровень масла в расширителе в пределах отметок маслоуказателя

1. Не менее 25 кВ (действующее значение) для трансформаторов напряжением до 15кВ и не менее 30 кВ для трансформаторов напряжением до 35 кВ

R60 должно соответствовать нормам (табл.5.4);
при t= 10...30 "С

При невыполнении условий а-1, 6-1 или в дополнительно определяют отношение С2/ С50 обмоток в масле, которое должно удовлетворять нормам (табл. 5.9)

Если значение С2/С50 не соответствует данным табл. 5.9, измеряют tg S обмоток в масле, который должен удовлетворять нормам табл.

2. Уровень масла ниже отметок маслоуказателя, но обмотки переключателя покрыты маслом

2. На 5кВ ниже по сравнению со значениями, указанными в п. 1

 

 

 

Примечание. Для включения трансформаторов этих групп без сушки достаточно выполнение одной из следущих комбинаций: 1) а-1, 6-1, в; 2) а-2, 6-1, в, г (или д); 3) а-1, 6-2, в, г (или д); 4) а-1, 6-1, г (или д).
Для трансформаторов мощностью до 100 кВ-А достаточно выполнение комбинаций: 1) а-1, 6-1; 2) а-2, 6-1 (или д); 3) а-1, 6-2, г (или д).

Условия включения трансформаторов I и II групп без сушки

(I группа — трансформаторы мощностью до 1000 кВА на напряжение до 35 кВ, транспортируемые с маслом и расширителем; II группа — трансформаторы мощностью 1600...6300 кВ -А на напряжение до 35 кВ, транспортируемые
с маслом и расширителем)
Таблица 3
Условия включения трансформаторов III группы (мощностью 10000 кВА и более на напряжение до 35 кВ,транспортируемых с маслом без расширителя) без сушки


Герметичность

Пробивное напряжение масла

R60

 

tg S обмоток

а

б

в

Г

д

Проверка герметичности уплотнений в соответствии с указаниями, приведенными в табл. 1

Не менее 25 кВ (действующее значение) для трансформаторов напряжением до 15 кВ и не менее 30 кВ для трансформаторов напряжением до 35 кВ

R60  должно соответствовать нормам (табл. 5.4) или не должно отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.4, более чем на 30 % в сторону понижения

Отношение С2/С50 должно быть не более значений, указанных в табл. 9

Если значение С2/С50 не удовлетворяет нормам, измеряется tg 5 обмотки, который должен соответствовать данным табл. 9 или не должен отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.2, более чем на 30 % в сторону увеличения

Примечание. Для включения трансформаторов этой группы без сушки достаточно выполнения условий, приведенных в графах а, б, в, г (или д).

Таблица 4
Условия включения трансформаторов IV группы (на напряжение 110 кВ всех мощностей, транспортируемых с масломбез расширителя) без сушки

Герметичность

Пробивное напряжение масла

R60

tg S обмоток

АС/С

а

б

в

г

д

Проверка герметичности уплотнений в соответствии с указаниями, приведенными табл. 1

Не менее 55 кВ
(действующее
значение)

R60 - не должно отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.4, более чем на 30 % в сторону уменьшения

tg S обмоток не должен отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.2, более чем на 30 % в сторону увеличения

При необходимости осмотра активной части трансформатора со сливом масла определить отношение АС/С в конце ревизии и приращение отношения ДС/С, определенного в конце и начале ревизии (приведенные к одной температуре). Они должны соответствовать нормам, указанным в табл. 5.7

Примечание. Для включения трансформаторов этой группы без сушки достаточно соблюдения одной из следующих комбинаций условий: 1) а, б, в, г (если ревизию активной части не производили); 2) а, б, в, г, д (если производили ревизию активной части со сливом масла).
Измерение R60 и tg S обмоток производят после заливки трансформатора маслом.

 

Таблица 5
Условия включения трансформаторов V группы (на 110 кВ всех мощностей, транспортируемых без масла) без сушки


Герметичность

Пробивное напряжение масла

R60

Состояние индикатора увлажнения

tg S  обмоток

АС/С

а

б

в

г

д

е

Проверка герметичности уплотнений в соответствии с указаниями, приведенными в табл. 1

1. Пробивное напряжение остатков масла со дна бака должно быть не менее
50 кВ (действующее значение)
2. При соблюдении условий а, 6-1, г, е разрешается заливка трансформатора маслом (обмотка должна быть покрыта маслом). Пробивное напряжение пробы масла, взятой
из нижней части бака, должно быть не менее 55 кВ

R60, измеренное после заливки трансформатора маслом, не должно отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.4, более чем на 30 % в сторону уменьшения

Индикаторный силикагель для не увлажненного трансформатора должен иметь голубой цвет

tg S  обмоток, измеренный после заливки трансформатора маслом, не должен отличаться от данных заводского протокола, приведенных к температуре измерения на монтаже в соответствии с табл. 5.2, более чем на 30 % в сторону увеличения

Отношение АС/С, определенное в конце ревизии, и приращение отношения ДС/С, измеренного в конце и начале ревизии (приведенные к одной температуре), должны соответствовать нормам, указанным в табл. 5.7

Примечание. Для включения трансформаторов этой группы без сушки необходимо соблюдение требований, приведенных в графах а, 6-1, 6-2, в, г, д, е. Измерение R60 и tg S  обмоток выполняют после заливки маслом.

При установке на объектах контрольный прогрев в масле выполняют для силовых трансформаторов всех мощностей на напряжения до 110 кВ в следующих случаях:
наличие признаков увлажнения масла, с которыми прибыл трансформатор, или при значениях АС/С (для трансформаторов, транспортируемых без масла), превышающих нормы;
время пребывания активной части трансформатора на воздухе, превышает значения, указанные в табл. 1;
характеристики изоляции не соответствуют нормам.
Контрольный прогрев трансформатора производят с маслом без вакуума до температуры верхних слоев масла, превышающей высшую из температур, указанных в паспорте трансформатора, на 5 °С при нагреве методом постоянного тока или методом короткого замыкания и на 15 °С при нагреве индукционным методом. Температура верхних слоев масла (в обоих случаях) не должна превышать 75 °С. Контрольный прогрев заканчивают при температуре верхних слоев масла, превышающей на 5 °С температуру, до которой производят прогрев.
Контрольную подсушку трансформатора в масле, т. е. контрольный прогрев, но с применением вакуума 46,5 кПа (350 мм рт. ст.) при температуре верхних слоев масла 80 °С производят, если в результате контрольного прогрева без вакуума характеристики изоляции не соответствуют нормам.

 

Таблица 1  Допускаемая продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе


Мощность и класс напряжения трансформатора

Продолжительность пребывания, ч, не более

при относительной влажности воздуха, %

при
температуре воздуха ниже 0 °С

до 65

65 ...80

более 80

До 6300 кВА, до 35 кВ

24

16

12

12

10000 кВАи более,
35 кВ; все трансформаторы
на 110 кВ и выше

16

12

8

8

Через каждые 12 ч контрольной подсушкой в течение 4 ч специальным шестеренчатым масляным насосом производительностью не менее 4...6 м3/чобеспечивается циркуляция масла через трансформатор. Подсушку прекращают, когда характеристики изоляции будут соответствовать нормам, но не ранее чем через 36 ч после достижения температуры 80°. Продолжительность контрольного прогрева или контрольной подсушки не более 48 ч. Если за это время характеристики изоляции не достигнут требуемых значений, трансформатор подлежит сушке.
Контрольный прогрев (или контрольную подсушку) трансформатора выполняют одним из следующих методов:
индукционным нагревом за счет вихревых потерь в стали бака;
прогревом постоянным током;
прогревом токами короткого замыкания.
В качестве дополнительного нагрева рекомендуется применять электронагревательные печи закрытого типа, установленные под дном трансформатора (из расчета 1...2 кВт на 1 м2 поверхности дна бака).
Прогрев постоянным током по сравнению с методом индукционных потерь имеет значительные преимущества:
сокращение материальных ресурсов и затрат труда при подготовке к процессу;
сокращение расхода электроэнергии;
обеспечение возможности постоянного контроля температуры обмоток.
Для прогрева трансформатора постоянным током необходимо пропустить через его обмотки ток, близкий к номинальному, при этом обычно используют только обмотки ВН и СН. Наиболее целесообразно использование схем прогрева, в которых обмотки всех трех фаз трансформатора обтекаются прогревающим током, что обеспечивается соответственно параллельным или последовательным их соединением. Иногда применяют менее эффективные схемы прогрева с последовательным соединением обмоток только двух фаз или схемы, в которых две фазы соединяются параллельно, а третья включается последовательно с ними.
Использование указанных схем соединения обмоток для прогрева возможно для трансформаторов, у которых звезда и треугольник выведены на крышке, или для трансформаторов с регулировкой напряжения под нагрузкой.
Напряжение, необходимое для прогрева, определяется в зависимости от схемы соединения обмоток трансформаторов:
при параллельном соединении всех трех фазных обмоток
при двух фазах, соединенных параллельно и включенных последовательно с третьей,
U=1,5IтахRфк; при двух крайних фазах, включенных последовательно,
U = 2IтахRфк;

при трех фазах, включенных последовательно,
U = 3IтахRфк,
где Iтах— максимальный фазный ток прогреваемой обмотки, А; Rф — сопротивление фазы обмотки при 15 °С, Ом; к= 0,8...0,9 — коэффициент, учитывающий изменения сопротивления Лф при нагреве.
Начинать прогрев до достижения температуры верхних слоев масла 40 °С разрешается током, равным 1,2 от номинального.
Сопротивление Rф каждой фазы обмотки, входящей в схему прогрева, определяют по технической документации или измерением.
Источниками постоянного тока на монтаже могут быть генераторы возбуждения (резервные) и сварочные генераторы.
Прогрев трансформатора постоянным током запрещается до получения результатов измерений:
тока холостого хода при пониженном напряжении;
сопротивления обмоток постоянному току и коэффициента трансформации на выбранном положении переключателей;
сопротивления изоляции обмоток, а также в случае обнаружения каких-либо дефектов на активной части.
При прогреве постоянным током контролируют температуру верхних слоев масла — по термометрическому сигнализатору и температуру tr обмотки — измерением ее омического сопротивления Rr.
Бак трансформатора и обмотки, не участвующие в прогреве (если они электрически не связаны с прогреваемыми обмотками), надежно заземляют; также заземляют и закорачивают обмотки трансформаторов тока.
Нагрев продолжается не менее 10 ч, считая с момента включения трансформатора на прогрев.
Прогрев трехфазных трансформаторов методом короткого замыкания производится по схемам включения обмоток.

Прогрев трансформатора методом короткого замыкания (так же, как и прогрев постоянным током) запрещается в случае обнаружения указанных выше дефектов на активной части. Прогрев производят с установленными вводами, расширителем, выхлопной трубой и маслом, залитым до нормального уровня.

Как правило, трансформаторы, прошедшие ремонт с полной или частичной сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений.
Сушку изоляции трансформатора высокой температурой производят в вакуумных шкафах и собственном баке (без масла) или специальных камерах.
Процесс сушки изоляции трансформаторов состоит в искусственном создании условий, при которых влага перемещается из внутренних слоев изоляции к поверхности, а с поверхности в окружающую среду. Перемещение влаги внутри материала происходит в соответствии с физическими законами от более влажных слоев к менее влажным и от более нагретых к менее нагретым. Перемещения влаги с поверхности изоляции в окружающую среду происходит под действием разности давлений пара на поверхности изоляционного материала и в окружающем пространстве.
Таким образом, в процессе сушки необходимо повышать давление пара у поверхности материала, что достигается его нагревом, и понижать давление в окружающем пространстве посредством создания вакуума или вентиляции сушильного пространства сухим воздухом.

Схема сушки трансформатора в камере при помощи воздуходувки

Схема сушки трансформатора в камере при помощи воздуходувки:
1 — вентилятор; 2 — нагреватель; 3 — искроуловитель; 4 — утепленная камера; 5 — регулировочный шибер; 6 — термометры; 7 — термопара на обмотке

При сушке изоляции сухим воздухом активную часть трансформатора помещают в хорошо утепленную и защищенную изнутри от возгорания камеру (рис.). Сухой воздух в камеру подается от воздуходувки и удаляется через вытяжное отверстие, унося с собой пары воды. Температура входящего в камеру воздуха должна быть не выше 105 °С, а выходящего — не ниже 80... 90 С. Для контроля за температурой используются термометры. Количество воздуха, подаваемого в камеру за 1 мин, должно быть в 1,5 раза больше объема камеры.
В эксплуатации наиболее часто применяется сушка трансформатора в его же баке без масла с применением вакуума, допустимого для данной конструкции (рис. 2).
Перед сушкой масло удаляют и бак насухо протирают. Выемную часть опускают в бак, крышку которого герметично крепят болтами. Для контроля за температурой на сердечнике и баке устанавливают термодатчики сопротивления (рис. 3). Для нагрева на бак наматывают обмотку, предварительно подложив под нее тепловую изоляцию (асбест или стеклоткань).
Обмотку накладывают не на весь бак, а на 40... 60 % его высоты в нижней части трансформатора, чтобы температура распределялась более равномерно. Если нет асбеста или стеклоткани, под-кладывают деревянные рейки толщиной 1 ...2 см. Провод для обмотки рекомендуется брать с асбестовой изоляцией. На трубчатые или ребристые баки обмотку наматывают поверх труб или ребер. Для дополнительного подогрева под дно бака ставят электропечь (табл. ).

Схема сушки трансформатора в собственном баке под вакуумом

Рис. 2. Схема сушки трансформатора в собственном баке под вакуумом:
1 — теплоизоляция бака; 2 — вакуумметр; 3 — витки индукционной обмотки; 4— охладительная колонка; 5 — вакуум-насосы; 6 — фильтр для очистки подсасываемого воздуха; 7 — бачок для слива масла

Сушка происходит следующим образом. Обмотка, подключенная к сети переменного тока с напряжением 220...380 В или сварочному трансформатору, обтекается током. Образующийся при этом магнитный поток создает в стенках бака индукционные токи, нагревающие его.
Когда температура обмоток трансформатора достигает 85... 100 °С,
для удаления паров из бака включается вакуум-насос, создающий разрежение до 20 кПа. В дальнейшем ежечасно вакуум увеличивают на 6 кПа и доводят до предельно допустимого для данного бака.
Сушка должна происходить при температуре обмоток трансформатора не выше 100 °С, а бака не выше 120 °С. Регулирование температуры производится включением и отключением обмотки или частичным отключением ее витков.

Точки  установки термодатчиков на активной части и баке трансформатора

Рис. 3. Точки (1...22) установки термодатчиков на активной части и баке трансформатора

 

Зависимость мощности электропечей для подогрева дна бака от его периметра


Периметр бака, м

До 10

11... 15

16...20

21...26

Мощность печей, кВт на 1 м периметра

0,8

0,9.-1,0

1,5...1,8

1,9.-2,2

Сушку можно считать законченной, если сопротивление обмотки трансформатора на протяжении 6 ч остается без изменения. По окончании сушки температуру внутри бака снижают до 80 °С и трансформатор заливают сухим маслом под вакуумом. После того как трансформатор остынет до температуры окружающего воздуха, выемную часть его извлекают из бака для осмотра, расклиновки и затяжки креплений.
Для ускорения сушки рекомендуется использовать эффект термодиффузии. Для этого в процессе сушки температуру поверхностей активной части периодически снижают до 50...60°С и затем повышают до прежнего уровня. При снижении температуры охлаждаются верхние (наружные) слои изоляции, возникает перепад температур наружных и внутренних слоев, вызывающий выделение влаги из внутренних слоев и способствующий ускорению процесса сушки.
Расчет намагничивающей обмотки для сушки трансформатора индукционными токами производится следующим образом.

Зависимость коэффициента А для баков с толщиной стенки 6 мм и более от удельного расхода мощности на сушку трансформатора


АР

0,75

0,80

0,85

0,95

1,0

А

2,33

2,26

2,18

2,07

2,02

АР

1,05

1,10

1,15

1,20

1,6

А

1,87

1,92

1,88

1,84

1,61

АР

1,7

1,8

1,9

2,0

ю

А

1,63

1,59

1,56

1,54

1,51

АР

2,2

2,4

2,5

 

 

А

1,49

1,44

1,42

 

 

Для намотки на бак применяется провод марок ПР, ПРГ или АПР, сечение которого определяется по формуле S = 1/8, мм2, где 5 — удельная плотность тока, А/мм2, для провода марок ПР и ПРГ принимается равным 3... 6 А/мм2, а для провода марки АПР — 2...5 А/мм2.

Сухие трансформаторы хранят в закрытом, сухом, проветриваемом помещении при температуре не ниже 5 °С и относительной влажности воздуха не более 80 %.
При проверке состояния сухого трансформатора и подготовке его к включению необходимо:
произвести внешний осмотр, снять консервирующую смазку тщательно продуть трансформатор чистым воздухом и протереть обратив особое внимание на чистоту изоляторов;
мегомметром на напряжение 1000 В проверить изоляцию стяжек или шпилек, прессующих магнитопровод, и стальных колец, прессующих обмотки, и убедиться в отсутствии замыканий их с магнитопроводом трансформатора;
измерить сопротивление обмоток постоянному току на всех ответвлениях. Сопротивления аналогичных ответвлений разных фаз не должны отличаться друг от друга более чем на 2 % (если нет специальных указаний в паспорте трансформатора);
проверить коэффициент трансформации на всех ответвлениях обмоток;
измерить сопротивление изоляции каждой обмотки трансформатора относительно других обмоток, соединенных с его заземленным корпусом.
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре 20... 30 °С должно соответствовать нормам, указанным в табл., или быть не более чем на 30 % меньше значений заводского протокола.
Сопротивление изоляции следует измерять мегомметром на напряжение 2500 В; для трансформаторов напряжением 10 кВ и ниже допускается применять мегомметр на 1000 В.
Если сопротивление изоляции обмоток трансформаторов ниже значений, указанных в табл., необходимо произвести сушку трансформатора одним из следующих методов:
токами короткого замыкания;
в специальном шкафу с электрическим обогревом;
при помощи воздуходувки с применением фильтров и искрогасительных камер.
Сушку следует продолжать до тех пор, пока сопротивление изоляции обмоток при температуре 85... 100°С не будет постоянным в течение не менее 8... 12 ч.

 

Предельное сопротивление изоляции сухих трансформаторов различных классов напряжения


Класс напряжения, кВ

До 1

1;6

Свыше 6

Предельное сопротивление изоляции, МОм

100

300

500

 

Температуру обмоток определяют измерением сопротивления обмоток постоянному току или двумя-тремя термопарами (спиртовыми термометрами), установленными в наиболее нагретых местах: в канале между обмотками, под верхним ярмом магнитопровода.
Трансформаторы мощностью до 400 кВ • А, снабженные жесткой рамой (салазками), следует перемещать по монтажной площадке на монтажных катках или трубах; трансформаторы мощностью 630 кВ-А и более — на тележке с переставными гладкими катками.
Трансформаторы должны устанавливаться в закрытом незапыленном, невзрывоопасном помещении с достаточным притоком чистого воздуха на расстоянии не менее 200 мм от стен или других предметов.
Окружающая среда не должна содержать агрессивных испарений; относительная влажность воздуха в помещении не должна превышать 80 %.
Совтоловые трансформаторы хранят в заводской упаковке в месте, защищенном от атмосферных осадков.
При подготовке совтолового трансформатора к включению необходимо:
произвести внешний осмотр;
проверить герметизацию, для чего открыть кран между баком трансформатора и мановакуумметром и замерить избыточное давление, которое должно составлять 2 Па (0,2 кгс/м2);
снизить избыточное давление до нуля или снять вакуум через специальную пробку в верхней части бака;
заменить временную стальную заглушку на крышке над реле давления специальной стеклянной диафрагмой, предварительно установив реле давления. Стеклянную диафрагму заменять в минимальный срок во избежание увлажнения совтола;
проверить уровень совтола по температурной отметке соответствующего указателя (при несоответствии уровня совтола нормам слить его избыток через нижний вентиль или долить через верхний вентиль до нужного уровня);
взять пробу совтола и проверить его электрическую прочность, которая должна быть не ниже 30 кВ при температуре (65 ± 3) °С, в противном случае необходимо произвести замену совтола (электрическая прочность совтола определяется средним значением, полученным из пяти последовательно проведенным пробоям);
проверить сопротивление изоляции обмоток с помощью мегомметра на напряжение 2500 В;
измерить сопротивление постоянному току на всех ответвлениях обмоток.
По монтажной площадке трансформаторы следует перемещать на монтажных катках или трубах, установленных на жесткую раму (салазки).

Общие правила работы с совтолом. Применяемые шланги, прокладки и другие материалы должны быть стойкие к совтолу.
Запрещается смешивать совтол с трансформаторным маслом.
Следует надевать специальную защитную одежду, которая должна храниться отдельно от личной одежды и спецодежды других работающих.
Все работы с совтолом следует выполнять с применением индивидуальных защитных средств (противогазов, специальных масок и т.д.).
После работы с совтолом открытые части тела необходимо хорошо промыть теплой водой с мылом. Совтол, попавший на кожу, смывать сначала растворителем (ацетоном), а затем — теплой водой с мылом.

При сдаче трансформатора в эксплуатацию оформляют:
1. Комплект технической документации завода-изготовителя, на основании которой выполняется монтаж.
2. Акт приемки фундамента трансформатора под монтаж.
3. Акт приемки в монтаж силового трансформатора.
4. Протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части.
5. Протокол ревизии трансформатора (если таковая производилась).
6. Протоколы измерений характеристик изоляции.
7. Протокол сушки трансформатора (если таковая производилась).
8. Протокол испытания и промывки охлаждающих устройств трансформатора (радиаторов, системы охлаждения ДЦ, Ц).
9. Протокол анализа физико-химических свойств трансформаторного масла.
10. Протоколы проверки в лаборатории газового реле, реле уровня масла, реле KS-1000 (переключающего устройства типа РС-3), термометрических сигнализаторов (термометров) и всех измерительных приборов.
11. Протоколы испытаний трансформатора и защитных устройств.
12. Протокол испытания на герметичность давлением столба масла полностью смонтированного трансформатора.
Оформление указанной документации обеспечивают: монтажная организация (п. 1, 2, 7, 8, 12); наладочная организация (п. 11); монтажная и наладочная организации (п. 3...6); предприятие-заказчик (п. 9 и 10).

Примечание. Если между окончанием монтажа и включением трансформатора на 110 кВ прошло более 3 мес, наладочная организация по заданию предприятия-заказчика выполняет повторно измерение сопротивления изоляции R60, R60~/R15~ и tgS всех его обмоток, а также измерение сопротивления обмоток постоянному току в рабочем положении переключателей.

Включение трансформаторов.

Включение трансформатора на 110 кВ под напряжение допускается не ранее чем через 12 ч после последней доливки масла. На время пробного включения трансформатора максимальную защиту устанавливают с нулевой выдержкой времени, сигнальные контакты газовой защиты пересоединяют на отключение выключателя.
До пробного включения трансформатора проверяют:
уровень масла в расширителе и маслонаполненных вводах;
состояние изоляторов (отсутствие повреждений, грязи, краски);
отсутствие посторонних предметов на трансформаторе;
открыты ли радиаторные краны, кран маслопровода, газового реле, а также задвижки (верхняя и нижняя) систем охлаждения ДЦ и Ц;
отсутствие воздуха в трансформаторе (отвинчиванием пробок на вводах, люках и других частях), а также в газовом реле;
заземление бака;
отсутствие течи масла;
правильность положения указателей на всех переключателях напряжения, а в трансформаторах с РПН — схему управления приводом переключающего устройства;
соблюдение всех требований техники безопасности.
Включение трансформатора производят толчком на номинальное напряжение не менее чем на 30 мин, при этом его прослушивают и наблюдают за состоянием.
Нормальная работа трансформатора сопровождается умеренным, равномерным звуком, без резкого гудения или повышенного местного шума и треска внутри него.
Трансформатор отключают в следующих случаях: сильном (или неравномерном) шуме или потрескивании внутри него; ненормально возрастающей температуре масла; выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы; течи масла, вызывающей резкое снижение его уровня в расширителе, и при других явных признаках нарушения нормального состояния.
После снятия напряжения изменяют уставку максимальной защиты и сигнальные контакты газовой защиты на сигнал, после чего несколько раз включают и отключают трансформатор толчком на полное номинальное напряжение для проверки отстройки его защиты от бросков намагничивающего тока.
При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор ставится под нагрузку и принимается в эксплуатацию.


 

2010-17 © ООО ЭНЕРГОПРОМСТРОЙ, Дизайн: Maximus