Задание 10. ОБСЛУЖИВАНИЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Цель работы. Овладеть основными приемами обслуживания силовых трансформаторов. Изучить правила проверки силовых трансформаторов. Ознакомиться с нормативными значениями температуры масла в баке трансформатора, значениями сопротивления изоляции обмоток трансформаторов. Изучить способы сушки обмоток трансформаторов. Ознакомиться со способами контроля и восстановления качества трансформаторного масла.

Оборудование и приборы. Силовой трансформатор. Образцы трансформаторного масла разного качества. Прибор контроля влажности трансформаторного масла типа ПКВ или ЕВ. Мост переменного тока МД-16. Плакаты и схемы, поясняющие различные способы сушки силовых трансформаторов. Аппарат АИММ-72. Мегомметр.

Последовательность выполнения задания. 1. Осмотреть силовой трансформатор.

• 2. Овладеть приемами проверки качества трансформаторного масла.
• 3. Мегомметром измерить сопротивление изоляции обмоток трансформатора.
• 4. Овладеть приемами измерений влажности трансформаторного масла прибором типа ПКВ или ЕВ.
• 5. Ознакомиться со способами сушки трансформаторов.
• 6. Рассчитать параметры обмотки для сушки трансформатора индукционным способом.
• 7. Произвести ревизию силового трансформатора.
• 8. Оформить отчет.

Методические пояснения. Для предупреждения возможного включения в работу трансформаторов с дефектами перед включением в сеть их необходимо проверить. Согласно правилам технической эксплуатации (ПТЭ) перед включением в работу нового или отремонтированного трансформатора мощностью до 630 кВ-A обязательно измеряют сопротивление изоляции обмоток и испытывают эту изоляцию повышенным напряжением. Для трансформаторов больших мощностей дополнительно:

проводят сокращенный химический анализ масла и испытание масла на электрическую прочность;

определяют увлажненность изоляции обмоток;

измеряют сопротивление обмоток постоянному току на всех ответвлениях.

После капитального ремонта со сменой обмоток дополнительно определяют ток холостого хода, проверяют группу соединения обмоток, коэффициент трансформации и при необходимости выполняют фазировку трансформатора.

Во время проверки трансформатора осматривают цепи первичных и вторичных соединений, измеряют сопротивление их изоляции и испытывают повышенным напряжением; проверяют измерительные приборы и испытывают релейную защиту; проверяют работу приборов, выключателей и разъединителей; трансформатор включают на номинальное напряжение и осматривают его, проверяя плотность швов, прокладок, фланцевых соединений и т. п.

В процессе эксплуатации трансформаторы подвергают наружным осмотрам без отключения: в установках с постоянным дежурным персоналом или дежурством на дому один раз в еутки, на ТП без постоянного дежурного один раз в месяц, на трансформаторных пунктах не реже одного раза за полугодие, инженерно-технический персонал проводит контрольный осмотр не реже одного раза в год.

При появлении сигнала от газового реле, а также после каждого аварийного отключения трансформатора проводят его внеочередной осмотр. В зависимости от местных условий и состояния трансформатора сроки осмотров могут быть изменены.

При наружном осмотре трансформатора проверяют следующее: уровень и температуру масла и его соответствие отметкам на расширителе или маслоуказателе; чистоту и целостность изоляторов, состояние кабелей и ошиновки; чистоту поверхности кожуха, отсутствие подтеков масла из него и расширителя через крышку, фланцы и сливные краны; вентиляцию в трансформаторном помещении, целостность дверей, окон, запоров; предохранители, разъединители, привод и заземление.

На мачтовых ТП осмотр проводят при отключенной ТП, но без отключения линии высокого напряжения.

Кроме наружных осмотров трансформаторы подвергают текущим ремонтам с отключением напряжения без выемки сердечника. Эти ремонты проводят не реже одного раза в три года, а для трансформаторов 35/6… 10 кВ центральных ТП не реже одного раза в год.

Регулирующие устройства трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой ремонтируют после выполнения операций по переключению в соответствии с заводскими инструкциями. В объем текущего ремонта входят очистка и окраска бака, ремонт пробивных предохранителей в трансформаторах с изолированной нейтралью, ремонт и замена заземляющих проводников, маслоуказательных устройств, контактов и соединений, измерение сопротивления изоляции обмоток и определение степени их увлажнения. Помимо наружных осмотров и текущих ремонтов трансформаторы в период эксплуатации подвергают следующим профилактическим испытаниям: испытание электрической прочности масла — один раз в год; сокращенный химический анализ масла — один раз в три года.

При сколь угодно длительной номинальной нагрузке превышение температуры частей трансформатора над температурой окружающей среды не должно превосходить определенных значений. Согласно нормам максимально допустимую температуру охлаждающего воздуха принимают 35 °C. В практике эксплуатации за наибольшую допустимую температуру верхних слоев масла принимают температуру, которая наблюдается в процессе длительной работы трансформатора с номинальной нагрузкой при температуре окружающего воздуха 35 °C. При этом температура масла не должна быть выше 95 °C. В закрытых ТП превышение температуры горячего воздуха на выходе из камеры над температурой холодного воздуха на входе должно быть не более 15 °C.

Абсолютная температура воздуха в трансформаторном помещении, измеренная на расстоянии 1,5…2 м от бака трансформатора на середине его высоты, не должна превосходить более чем на 5…8°С температуру наружного воздуха.

Температуру верхних слоев масла контролируют при помощи термометра и маслоуказателя, на расширителе нанесены три контрольные черты на уровне масла, соответствующие температуре окружающей среды —35,15 и 35 °C. Термометры для измерения температуры верхних слоев масла устанавливают на трансформаторах мощностью 63 кВ-A и выше. У трансформаторов небольшой мощности их ставят во вваренные штуцера на крышке бака, при этом штуцер заливают маслом.

У трансформаторов мощностью свыше 1000 кВ, А для контроля температуры верхних слоев масла устанавливают термометры манометрического типа или с дистанционной подачей сигнала (например, ТС-100).

Расчетный срок службы трансформаторов при номинальных нагрузке и условиях охлаждения составляет примерно 20 лет.

При изменении температуры изоляции трансформатора на 6 °C срок ее службы сокращается при повышении температуры и увеличивается при ее понижении вдвое. В условиях эксплуатации у большинства трансформаторов нагрузка изменяется в течение суток и года. Особенно резко это проявляется в сельских электрических сетях. Из-за неравномерности суточных графиков нагрузки трансформаторы имеют значительный запас по сроку службы изоляции. Поэтому в зависимости от суточного графика нагрузки трансформаторы допускают систематические перегрузки по току до полуторакратного.

В аварийных случаях независимо от длительности предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды допускаются следующие кратковременные перегрузки трансформаторов сверх номинального тока: 30% — 120 мин, 45% — 80 мин, 60% — 45 мин, 75% — 20 мин, 100% — 10 мин, 200% — 1,5 мин.

В аварийных случаях, если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, трансформаторы допускают в течение не более 5 сут перегрузку 40% сверх номинального тока на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Если максимум типового (среднего) графика нагрузки летом меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимние месяцы допускается дополнительная однопроцентная перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%, причем суммарная нагрузка должна быть не более 150% номинальной. Чтобы следить за нагрузкой трансформаторов мощностью 1000 кВ, А и выше, на них устанавливают амперметры, шкалы которых выбирают с учетом допустимых перегрузок трансформаторов.

В процессе хранения, транспортировки и монтажа трансформаторов их изоляция (масло, дерево, картон, бумага, пряжа) увлажняется за счет окружающей среды. В процессе эксплуатации трансформаторы увлажняются как за счет теплои влагообмена между трансформатором и средой (трансформатор «дышит», осушаясь при нагреве и увлажняясь при охлаждении), так и за счет окислительных процессов, происходящих в масле при его нагреве.

Увлажнение трансформатора ухудшает его изоляционные характеристики и может быть причиной выхода его из строя при включении или эксплуатации.

Профилактические испытания — один из методов контроля за состоянием изоляции трансформаторов в процессе эксплуатации. Если результаты этих испытаний отрицательны, то следует провести комплекс измерений для оценки степени увлажнения изоляции трансформатора.

После длительного хранения трансформатора или нахождения его в нерабочем состоянии при неблагоприятных климатических условиях, прежде чем приступить к измерениям по оценке степени увлажнения изоляции, проводят сокращенный химический анализ и испытание электрической прочности трансформаторного масла.

Для трансформаторов мощностью до 2500 кВ-A, напряжением 35 кВ включительно с расширителем, а также трансформаторов без расширителя мощностью до 100 кВ-A включительно, транспортируемых с маслом, условия включения без сушки следующие:

• 1 — уровень масла должен быть в пределах отметок маслоуказателя;
• 2 — в масле не должно быть следов воды, пробивное напряжение масла должно быть не ниже 25 кВ для трансформаторов напряжением до 15 кВ включительно и не менее 30 кВ для трансформаторов напряжением до 35 кВ;
• 3 — коэффициент абсорбции R_aJR_l5, измеренный мегомметром на напряжение 2500 В, должен быть не менее 1,3 при температуре
• 10…30°С. Сопротивление изоляции обмоток трансформаторов R_M не нормируется, его значение указывается в паспорте трансформатора. Полученное значение сопротивления изоляции R_a) (при одинаковых температурах) сравнивают с паспортным значением. Оно не должно быть ниже последнего более чем на 30%. Новое значение сопротивления изоляции R_m также заносят в паспорт трансформатора с указанием даты измерения и температуры масла, при которой измеряли сопротивление;
• 4 — если уровень масла ниже отметок маслоуказателя, но обмотки и переключатель покрыты маслом или если пробивное напряжение масла снижено не более чем на 5 кВ по сравнению с требуемым, то дополнительно измеряют значения C-JC₅₀ или tg6 обмоток в масле. Отношение C-JC_b0 измеряют при помощи прибора контроля влажности типа ПКВ или ЕВ. При температуре 10…30°С это отношение должно быть менее 1,1…1,3. Значение tg6 обмоток трансформатора измеряют при помощи мостов переменного тока, например МД-16. Для указанных выше трансформаторов при температуре обмоток 10…30°С tg6 должен быть не более 0,015…0,026.

Для включения без сушки трансформаторов мощностью более 100 кВ-A, но менее 2500 кВ-A, напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемых с маслом, достаточно соблюсти условия: 1, 2 и 3 или 2, 3 и 4 или 1, 3 и 4.

Изоляцию обмоток трансформаторов можно сушить различными методами: в сушильных печах, при помощи инфракрасных ламп, током короткого замыкания, потерями в собственном баке и токами нулевой последовательности. Однако в условиях эксплуатации наибольшее распространение получили экономичные и удобные методы сушки потерями в собственном баке и токами нулевой последовательности. И в том и в другом случае сушку можно провоРис. 67. Схема сушки трансформатора при помощи намагничивающей обмотки:

а — однофазная намагничивающая обмотка, б — трехфазная намагничивающая обмотка, I — нагреваемый трансформатор; 2 — намагничивающая обмотка дить на месте установки трансформаторов при любой температуре окружающей среды, но со сливом масла из баков.

• 1. Сушка потерями в собственном баке. Иногда этот метод называют индукционным. Нагрев происходит потерями в баке, для чего на бак трансформатора наматывают намагничивающую обмотку (рис. 67). Чтобы получить более равномерное распределение температуры внутри бака, намагничивающую обмотку наматывают на
• 40…60% высоты бака (снизу), причем на нижней части бака витки располагают гуще, плотнее, чем на верхней. Провод для обмотки может быть выбран любой.

Рассчитывают обмотку следующим образом.

Число витков.

где U — напряжение источника тока, В; I — периметр бака, м. Величину А определяют в зависимости от удельных потерь.

где — коэффициент теплоотдачи, кВт/(м² град). Для утепленного бака к₇=5, для неутепленного к_т= 12; F— поверхность бака трансформатора, м²; F₀ — поверхность бака, занятая обмоткой, м²; /_к — температура нагрева бака, °С, f_K=105 °С; t_Q — температура окружающей среды, °С.

Ток в обмотке

где cos q>=0,5…0,7 для трансформаторов с гладкими или трубчатыми баками; для трансформаторов с ребристыми баками cos qp=0,3.

Чем толще стенки бака, массивнее детали наружного крепежа, тем выше значение cos ср.

Температуру нагрева трансформатора можно регулировать изменением подводимого напряжения, числа витков намагничиваРис. 68. Схема сушки трансформатора токами нулевой последовательности:

I — потенциал-регулятор; 2 — обмотка низшего напряжения; 3 — обмотка высшего напряжения ющей обмотки, периодическими отключениями питания намагничивающей обмотки.

2. Сушка токами нулевой последовательности (ТНП). Этот способ отличается от предыдущего тем, что намагничивающей обмоткой служит одна из обмоток трансформатора, соединенная по схеме нулевой последовательности (рис. 68). Трансформаторы, применяемые в сельской электрификации, чаще всего имеют 12-ю группу соединения обмоток. В этом случае очень удобно использовать в качестве намагничивающей обмотку низшего напряжения с выведенной нулевой точкой.

При сушке трансформатора ТНП нагрев происходит за счет потерь в намагничивающей обмотке, стали магнитопровода и его конструктивных деталей, в баке от действия. Таким образом, при сушке трансформаторов ТНП имеются внутренние и внешние источники теплоты. Эта сушка представляет собой как бы сочетание двух способов сушки: током короткого замыкания и потерями в собственном баке.

Параметры сушки трансформаторов ТНП могут быть определены следующим образом. Мощность, потребляемая намагничивающей обмоткой,

где АР— удельный расход мощности, кВт/м². Для трансформаторов без тепловой изоляцйи бака, сушка которых протекает при температуре активной (выемной) части.

100…110° С и окружающей среды 10…20° С, можно принять ДР=0,65…0,9 кВт/м². Меньшее значение удельной мощности принимают для трансформаторов меньшей мощности; F— площадь поперечного сечения бака, м².

Подводимое напряжение при соединении намагничивающей обмотки в звезду где Z_Q — полное сопротивление нулевой последовательности фазы обмотки, оно может быть определено опытным путем; coscp_o=0,2…0,7.

Чем больше мощность трансформатора, массивнее детали его внутреннего крепежа, толще стенки бака, меньше расстояние между магнитопроводом и баком, тем больше значения cos.

0. Его значение также можно определить опытным путем.

Фазовый ток сушки, необходимый для выбора измерительных приборов и площади поперечного сечения подводящих проводов для трансформаторов с трубчатыми баками,.

где S_H — номинальная мощность трансформатора, кВ А.

При внутреннем источнике теплоты сушка трансформаторов ТНП характеризуется значительно меньшими потреблением мощности (до 40%) и временем сушки (тоже до 40%) по сравнению с сушкой трансформатора, потерями в собственном баке.

Недостаток сушки трансформаторов ТНП заключается в том, что напряжение питания нестандартное, т. е. необходим специальный источник тока. Чаще всего таким источником тока может быть сварочный трансформатор.

После сушки трансформатора проводят его ревизию, проверяют расклиновку обмоток, определяют сопротивление изоляции стяжных шпилек магнитопровода (должно быть не ниже 5 МОм для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно), подтягивают все болтовые соединения. Температура трансформатора при ревизии должна быть на 5…10°С выше температуры окружающего воздуха.

Продолжительность пребывания активной части трансформатора на открытом воздухе не должна превышать 16 ч в сухую погоду (относительная влажность воздуха до 75%) и 12 ч во влажную (относительная влажность воздуха свыше 75%). Все трансформаторы после заливки маслом до включения выдерживают 48 ч в теплом помещении и 120 ч в холодном.

Хорошее трансформаторное масло имеет светло-желтый цвет. Сильное потемнение в процессе эксплуатации указывает на то, что масло испорчено вследствие загрязнения или окисления. Хорошее масло имеет слабый запах керосина. Оно должно сохранять прозрачность при охлаждении до 5 °C. Прозрачность проверяют в стеклянном прямоугольном сосуде, на одну из стенок которого наклеивают полоску бумаги с нанесенными на нее черной тушью тремя линиями толщиной 0,1; 0,5 и 1,0 мм. Если через слой масла в 100 мм четко видны все линии — масло хорошее, если линия толщины 0,5 мм видна нечетко, а линия толщины 1 мм — четко, то желательна очистка; при меньшей прозрачности масла необходима немедленная очистка.

В масле не должно быть воды. Если при опускании в пробирку с маслом раскаленной проволоки раздается треск, то это означает, что в масле есть влага и его необходимо очищать или сушить.

Кислотность масла характеризуется кислотным числом, которое представляет собой количество едкого кали (мг), необходимое для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Оно не должно быть более 0,05 мг КОН/г для чистого и сухого масла и не более 0,25 кг КОН/г для эксплуатационного.

Температура вспышки любого типа масла должна быть не менее 140 °C, снижение температуры вспышки допускается не более чем на 5 °C.

Зольность трансформаторного масла должна быть не более 0,005%. Отсутствие содержания серы определяют по потемнению полированной медной пластинки после кипячения ее в масле в течение 12 ч.

Для определения растворимых в масле кислот и щелочей используют реакцию водной вытяжки, проводимую при помощи индикаторов, способных резко изменить свой цвет в присутствии незначительных количеств кислоты или щелочи (например, водный раствор метилоранжа).

Пробивное напряжение эксплуатационного масла, характеризующее его электрическую прочность и определяемое при помощи стандартных аппаратов (например, АИИ-70, АКИ-50, АИИМ-72 и т. д.), должно быть не менее 25 кВ для аппаратов напряжением до 15 кВ и не ниже 30 кВ для аппаратов напряжением до 35 кВ включительно.

В объем сокращенного химического анализа входят определение температуры вспышки, электрической прочности, кислотного числа, реакции водной вытяжки или количественное определение водорастворимых кислот, качественное определение содержания взвешенного угля и механических примесей. Отбор проб масла берут в совершенно сухую бутылку с притертой стеклянной пробкой. Летом пробу берут в сухую погоду, а зимой — в морозную.

Для взятия, пробы открывают спускной вентиль в нижней части трансформатора, дают стечь небольшому количеству масла, чтобы смыть грязь у выходного отверстия вентиля, и только после этого набирают в бутылку примерно 0,75 л масла для испытания на проббй и 1,5 л для сокращенного химического анализа. При транспортировке пробку бутылки заливают парафином.

Перед испытаниями бутылку с маслом прогревают до температуры помещения, чтобы избежать конденсации паров в масле и уменьшения пробивного напряжения.

Для удаления воды масло нагревают различными методами: током короткого замыкания, потерями в собственном баке, ТНП. В некоторых случаях для очистки масла достаточно его отстоять в соответствующей емкости в помещении с относительно сухим и чистым воздухом. Но наибольшее распространение получила сушка масла при помощи центрифугирования при температуре 40…50°С. При этом масло очищается не только от воды, но и от тяжелых механических примесей.

От легких механических примесей, а также воды масло очищают при помощи фильтр-прессов. В фильтр-прессе масло при температуре 40…50°С под давлением (3…5)10⁵ Па прогоняют через фильтровальную бумагу, которая впитывает влагу и задерживает механические примеси — волокна, шлам, сажу и т. д.

При очистке фильтровальную бумагу меняют через 1…4 ч. Ее можно промывать, сушить и снова использовать.

Фильтр-пресс обычно включают после центрифуги, добиваясь почти предельной очистки масла от примесей. Центрифугированием и фильтрованием очищают масло, но не восстанавливают его утраченные свойства. Для удаления из масла продуктов окисления и восстановления его прежних качеств прибегают к регенерации.

Регенерацию масел осуществляют при помощи адсорбентов — веществ, способных поверхностью своих частиц поглощать продукты старения масла и влагу (явление адсорбции). В качестве адсорбентов используют природные отбеливающие глины, земли, опоки, аморфные или активированные угли, оксид алюминия, силикагели (измельченная кремниевая кислота) и цеолит.

Регенерацию проводят контактным или перколяционным способом. В первом случае обычно используют менее активные адсорбенты — отбеливающие глины. Адсорбент в размолотом прокаленном виде добавляют в подогретое до 80…90°С масло, перемешивают, отстаивают, после чего масло отправляют на фильтрование. Во втором случае масло пропускают через адсорбент, а затем фильтруют.

Регенерацию масла осуществляют и непосредственно в трансформаторе в период его эксплуатации, для чего трансформаторы оборудуют специальными термосифонными фильтрами, поглотительными патронами и воздухоосушителями, заполняемыми обычно силикагелем.

В процессе эксплуатации масло, проходя через силикагель, восстанавливает свои свойства.

Контрольные вопросы. 1. В чем заключается проверка силового трансформатора? 2. В чем заключается осмотр силового трансформатора? 3. От чего зависит температура масла силового трансформатора? 4. Как высушить изоляцию обмоток трансформатора? 5. Как произвести ревизию трансформатора? 6. Каковы основные характеристики трансформаторного масла, отражающие его качество? 7. С помощью какого оборудования можно проверить качество трансформаторного масла?