ЕКСПЛУАТАЦІЯ ЕЛЕКТРОУСТАТКУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНИХ СТАНЦІЙ ТА ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ

Електронний посібник

5. ЕКСПЛУАТАЦІЯ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ ТА АВТОТРАНСФОРМАТОРІВ

5.1. СИСТЕМИ ОХОЛОДЖЕННЯ І ОБСЛУГОВУВАННЯ ОХОЛОДЖУВАЛЬНИХ ПРИСТРОЇВ

5.2. РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ І ОБСЛУГОВУВАННЯ РЕГУЛЮЮЧИХ ПРИСТРОЇВ

5.3. ВКЛЮЧЕННЯ ТРАНСФОРМАТОРА В МЕРЕЖУ І КОНТРОЛЬ ЗА РОБОТОЮ

5.4. ПАРАЛЕЛЬНА РОБОТА ТРАНСФОРМАТОРІВ

5.5. ФАЗУВАННЯ ТРАНСФОРМАТОРІВ

5.6. ЗАХИСТ ТРАНСФОРМАТОРІВ ВІД ПЕРЕНАПРУГ

5.7. ЕКСПЛУАТАЦІЯ ТРАНСФОРМАТОРНИХ МАСЕЛ

Рис. 5.1. Улаштування трансформатора

1 – розширювальний бак; 2 – ізолятр;3 – осердя трансформатора; 4 – кришка бака

трансформатора; 5 – радіатори; 6 – обмотка низької напруги; 7 – обмотка високої напруги.

5.1. СИСТЕМИ ОХОЛОДЖЕННЯ І ОБСЛУГОВУВАННЯ ОХОЛОДЖУВАЛЬНИХ ПРИСТРОЇВ

1514198186_2

Рис. 5.2. Загальний вид трансформатора

Теплота, що виділяється в обмотках і магнітопроводі працюючого трансформатора, розсівається в довкілля. Перехід тепла з поверхні обмоток і магнітопроводу до охолоджувального масла відбувається внаслідок різниці температур між ними. Теплопередача забезпечується безперервною природною або примусовою циркуляцією масла в середині трансформатора. Природний рух нагрітих і холодних шарів масла пояснюється їх різною густиною. У довкілля тепло відводиться конвекційними потоками повітря біля стінок бака і випромінюванням. Теплопередача конвекцією відбувається зі всієї поверхні бака, труб та охолоджувачів і залежить від різниці температур бака й повітря, від конфігурації і площі охолоджуваних поверхонь. Чим вільніший доступ повітря до охолоджувальної поверхні, тим інтенсивніша теплопередача.

Системи охолодження

Передбачені наступні системи охолоджування масляних трансформаторів і умовні позначення:

•► масляне охолоджування з природною циркуляцією масла всередині бака і повітря зовні – М;

•► масляне дуттьове охолодження з примусовою циркуляцією масла – Д;

•► масляне дуттьове охолодження з примусовою циркуляцією масла і води – Ц.

Трансформатори з дуттьовим охолодженням допускають роботу з відключеним дуттям, якщо навантаження менше номінального, а температура верхніх шарів масла не перевищує 55 °С.

Прід час аварійного відключення всіх вентиляторів обдуву робота трансформатора з номінальним навантаженням допускається залежно від температури довкілля упродовж обмеженого часу.

Робота трансформаторів з навантаженням вище за номінальне можлива тільки з включеним дуттям незалежно від температури масла і навколишнього повітря.

Управління дуттям, тобто увімкнення і вимкнення електродвигунів вентиляторів, виконується вручну і автоматично. Автоматичне увімкнення дуття здійснюється за допомогою контактів термометричного сигналізатора.

У потужних трансформаторах і автотрансформаторах дуттьове охолодження не забезпечує повного відведення теплоти втрат. У цих випадках застосовується система повітряно-масляного охолодження з примусовою циркуляцією масла за допомогою насосів і інтенсивним обдуванням охолоджувачів вентиляторами, встановленими на охолоджувачах.

Для збільшення тепловіддачі на крупних трансформаторах, що випускаються вітчизняною промисловістю, рух масла всередині трансформатора впорядкований: охолоджене масло подається по спеціальних трубах до певних частин обмоток, внаслідок чого створюється організована циркуляція масла по охолоджувальних каналах. Така система направленої циркуляції масла в обмотках більш ефективна.

Трансформатори з штучним охолодженням можуть експлуатуватися тільки під час працюючих вентиляторах дуття, насосах циркуляції масла із увімкненою сигналізацією про припинення подачі масла і зупинку вентиляторів обдування.

Управління двигунами системи охолодження передбачається автоматичне і ручне. Схема автоматичного управління забезпечує:

•► увімкнення основної групи охолоджувачів під часувімкнення трансформатора в мережу;

•► збільшення інтенсивності охолодження включенням додаткового охолодження, досягнувши номінального навантаження або певної температури масла в трансформаторі;

•► увімкнення резервного охолоджувача під час аварійного вимкнення будь-якого з працюючих;

•►увімкнення резервного живлення двигунів насосів і вентиляторів під час зникнення напруги, а також перемикання живлення з резервного джерела після відновлення напруги в основній мережі.

Ручне управління двигунами всієї системи охолодження і кожного охолоджувача виконується ключами управління, положення яких перевіряється зовнішнім оглядом перед увімкненням трансформатора в мережу.

Система масловодяного охолодження з примусовою циркуляцією масла і охолоджувальної води є найефективнішою, але менш зручною в експлуатації, ніж розглянута вище система з примусовою циркуляцією масла. Для її застосування необхідне потужне джерело водопостачання і мають передбачатися заходи щодо запобігання заморожування водних магістралей, насосів і іншої апаратури в зимовий час.

Увімкнення в роботу масловодяного охолодження виконується після увімкнення трансформатора в мережу: спочатку включають в роботу масляний насос і перевіряють циркуляцію в масло охолоджувачі, потім подають охолоджувальну воду і перевіряють співвідношення тиску води і масла. За необхідності виконується регулювання тиску.

Маслоохолоджувачі в системі масло-водяного охолодження знижують температуру масла на 10 – 15 °С і здатні підтримувати температуру верхніх шарів масла при нормальному навантажені на рівні 50 – 55 °С. Тому подачу охолоджувальної води в маслоохолоджувачі виконують за температури масла не нижче 15 °С. Відключення масло-водяного охолодження виконується після відключення трансформатора від мережі: спочатку припиняють доступ води в маслоохолоджувач, а потім відключають маслонасос.

Обслуговування систем охолодження полягає в спостереженні за роботою і догляді за установками, яке використовується в системах охолодження. Система охолодження, оперативним персоналом, оглядається одночасно з оглядом трансформаторів.

Під час оглядів перевіряється:

•► відсутність текучості масла з систем охолодження;

•► робота охолоджувачів за їх нагрівом (температура визначається на дотик).

•► відсутність нагріву, шуму і вібрації насосів, що перекачують масло;

•► роботи адсорбційних фільтрів;

•► стан кріплень маслопроводів, насосів і вентиляторів;

•► робота вентиляторів – за відсутністю вібрації, скреготу і зачіпань крильчаток за кожух.

Догляд за устаткуванням систем охолодження включає усунення знайдених під час огляду несправностей, заміну деталей (лопаток, крильчаток, підшипників), що зносилися, чищення охолоджувачів і вентиляторів, змащування підшипників, контроль опору ізоляції електродвигунів.

Ефективність роботи систем охолодження в цілому перевіряється за температурою верхніх шарів масла в трансформаторі.

5.2. РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ І ОБСЛУГОВУВАННЯ РЕГУЛЮВАЛЬНИХ ПРИСТРОЇВ

Під час регулювання напруги перемикання відгалужень обмоток трансформаторів змінюють їх коефіцієнти трансформації, що дає можливість підтримувати на шинах НН (СН) підстанцій напруг, близько до номінальної, коли первина напруга відхиляється з тих чи інших причин від номінальної.

Перемикають відгалуження на відключених від мережі трансформаторах пристроями ПБЗ (перемикання без збудження) або на працюючих трансформаторах під навантаженням пристроями РПН (регулювання під навантаженням).

Пристроями ПБЗ забезпечується майже всі трансформатори. Застосовується ручні трифазні і однофазні перемикачі. Однофазний перемикач барабанного типу, встановлений на кожній фазі обмоток ВН.

Трансформатори з РПН мають більшу кількість регулювальних ступенів і широкий діапазон регулювання (до 20%), ніж трансформатори з ПБЗ.

Обслуговування пристрої регулювання напруги

Перестановка перемикачів ПБЗ з однієї ступені на іншу в експлуатації виконується рідко (2 – 3 рази на рік під час сезонного регулювання). Під час тривалої роботи без перемикання контактні стрижні і кільця покриваються плівкою окису. Щоб зруйнувати цю плівку і створити хороший контакт, рекомендується під час кожного переведення вимикача заздалегідь прокручувати його (не менше 5 – 10 разів) з одного крайнього положення в інше. Під час пофазного переведення перемикачів перевіряється їх однакове положення. Приводи перемикачів на кожній ступені фіксуються стопорними болтами.

Пристрої РПН мають постійно перебувати в роботі з увімкненими блоками АРКТ (автоматичне регулювання коефіцієнта трансформації). На дистанційне керування РПН переводять тільки за несправності блоків АРКТ. Під час оглядів РПН звіряють покази вказівників положення перемикачів на щиті керування і на приводах РПН, оскільки з низки причин можливе розузгодження датчика і приймача. Перевіряється також однакове положення перемикачів РПН всіх паралельно працюючих трансформаторів або окремих фаз під час пофазного управління.

Наявність масла в баку контактора перевіряється за масловказівником. Рівень масла слід підтримувати в допустимих межах. За пониженого рівня масла збільшується час горіння дуги на контактах. Перевищення нормальної відмітки рівня масла звичайно спостерігається під час порушень ущільнень окремих вузлів масляної системи.

Нормальна робота контакторів гарантується за температури масла не нижче – 20 ⁰С. За нижчої температури масло сильно густіє і на контактор впливають значні механічні навантаження, які можуть призвести до його пошкодження. Щоб уникнути пошкоджень, прід час пониження температури навколишнього повітря до – 15 ⁰С має вмикатися система автоматичного обігріву контактів.

Контактори РПН звичайно виводяться в ремонт після виконання 20 – 30 тис. операцій під струмом. При цьому замінюються обгорілі контакти, замінюється масло.

5.3. ВКЛЮЧЕННЯ ТРАНСФОРМАТОРА В МЕРЕЖУ І КОНТРОЛЬ ЗА РОБОТОЮ

Transformator_(ABB)_in_Umspannwerk_-_DSCF0998

Рис. 5.3. Працюючий трансформатор

Перед увімкненням трансформатора в мережу з резерву або після ремонту оглядається як сам трансформатор, так і все устаткування, що вмикається з ним.

При цьому перевіряється:

•► рівень масла в розширювачі і вводах трансформатора;

•► справність і пускове положення устаткування системи охолодження;

•► правильне положення покажчиків перемикачів напруги;

•► положення заземлювального роз’єднувача і стан розрядників у нейтралі;

•► віимкнений дугогасильний реактор;

•► стан фарфорових ізоляторів і покришок вводів, а також шинопроводів і екранованих струмопроводів.

Якщо трансформатор перебуває в ремонті, то звертається увага на чистоту робочих місць, відсутність закороток, захисних заземлень і сторонніх предметів на трансформаторі й устаткуванні трансформатора.

Увімкнення трансформатора в мережу виконується поштовхом на повну напругу з боку живлення (мережевих трансформаторів з боку обмоток ВН). Увімкнення часто супроводжується сильним кидком струму намагнічування. Проте автоматичного вимкнення трансформатора диференційним струмовим захистом при цьому не відбувається, що дозволяє уникнути помилкових його спрацювань під час усіх подальших увімкнень.

Під час виключення трансформатора в роботу не виключено появу на ньому відразу номінального навантаження. Увімкнення на повне навантаження при будь-якій температурі повітря. Якщо температура повітря, а отже, і масла в трансформаторі виявиться нижче вказаної, її піднімають увімкненням трансформатора на холостий хід або під навантаженням не більше 50 % номінального.

Підвищення в’язкості масла в зимовий час враховується під час увімкнення в роботу не тільки самого трансформатора, але і його охолоджувальних пристроїв.

Контроль за навантаженням трансформаторів, що перебувають у роботі, виконується по амперметрах, на шинах яких мають бути нанесені червоні відмітки, що відповідають номінальним навантаженням обмоток. Одночасно з контролем значення струму перевіряється рівномірність навантаження по фазах. На автотрансформаторах контролюється також струм у загальній обмотці.

В реальних умовах трансформатори працюють із змінним навантаженням, причому більшу частину доби, і особливо в нічний час, їх навантаження нижче номінального.

В аварійних випадках (наприклад, під час виходу з роботи одного з трансформаторів і відсутності резерву) допускається аварійне перенавантаження трансформаторів, що залишається в роботі.

Контроль за напругою, підведеної до трансформатора, виконується по вольтметрах, що вимірюють напругу на шинах.

Контроль за тепловим режимом трансформаторів зводиться до періодичних вимірювань температур верхніх шарів масла в банках. Вимірювання виконуються за допомогою скляних термометрів, занурених в спеціальні гільзи на кришках трансформаторів, дистанційних термометрів опору і термометрів манометричного типу – термосигналізаторів.

Періодичні огляди

Трансформатори оглядаються без вимкнення в наступні терміни:

•► головні трансформатори і трансформатори власних потреб станцій і підстанцій з постійним чергуванням персоналу – 1 раз на добу;

•► трансформатори підстанцій і гідростанцій без постійного чергування персоналу – не рідше 1 разу на місяць.

Огляд виконується також і під час спрацювання сигналізації про порушення режиму роботи трансформаторів або систем їх охолодження, під час спрацювання пристроїв релейного захисту або автоматики. Під час стихійних лих трансформатори мають оглядатися негайно.

Мета періодичних оглядів – перевірка умов роботи трансформаторів і виявлення неполадок, які під час розвитку можуть призвести до аварійних пошкоджень. Під час огляду перевіряється зовнішній стан систем охолодження, пристроїв регулювання напруги під навантаженням, пристроїв захисту масла від окиснення і зволоження, фарфорових і маслонаповнених вводів, захисних розрядників на лінійних вводах і в нейтралах, кранів, фланців і люків, а також гумових прокладок і ущільнень, відсутність текучості масла і рівень його в розширювачах, цілість і справність приладів, справність заземлення бака трансформатора, наявність і справність засобів пожежогасіння, маслоприймальних ям і дренажів, стан написів і пофарбування трансформаторів.

Вимкнення трансформатора від мережі, як правило, виконують вимикачами спочатку з боку навантаження, а потім з боку живлення.

5.4. ПАРАЛЕЛЬНА РОБОТА ТРАНСФОРМАТОРІВ

parallelynaya-rabota

Рис. 5.4. Паралельно ввімкнені трансформатори

Паралельна робота трансформаторів допускається під час:

•► однакових первинних і вторинних напруга (однаковий коефіцієнт трансформації);

•► рівних напруга короткого замикання;

•► однакових групах з’єднання обмоток.

Прід час увімкнення на паралельну роботу трансформаторів з різними коефіцієнтами трансформації напруги на затискачах їх вторинних обмоток будуть різними. Ця різниця викликає протікання вирівнюючих струмів.

де: ∆U =U₁ – U₂ – різниця вторинних напруг трансформаторів;

Z_к1 і Z_к2 – повні опори КЗ першого і другого трансформаторів.

де: U_к % – напруга КЗ.

Вирівнювальні струми, завантажуючи обмотки трансформаторів, збільшують втрати енергії і знижують сумарну потужність постійного струму. тому їх протікання є недопустимим. Згідно з ДСТУ у трансформаторів, які включають на паралельну роботу, коефіцієнти трансформації не повинні розрізнятися більше ніж на ±5 %.

Приклад:

Два трансформатори з різними значеннями вторинних напруг включаються на паралельну роботу. Визначити вирівнювальний струм.

Дано:

S₁=S₂ = 40 МВ·А

U₁= 10,5 кВ

U₂= 10 кВ

U_к1=U_к2=8,5%

Розв’язок:

1. Визначити номінальні струми трансформаторів:

2. Визначити опори трансформаторів:

3. Визначити різницю вторинних напруг:

4. Вирівнювальний струм визначиться:

Відповідь: вирівнювальний струм становитиме 647,6 А.

І_у1 - ?

Різниця напруги КЗ трансформаторів обумовлює розподіл між ними загально навантаження пропорційно до їх номінальних потужностей і обернено пропорційно напругам КЗ:

де: S – загальне навантаження;

S'₁ та S'₂ – реальні навантаження трансформаторів;

S_ном₁ і S_ном2 – номінальні потужності трансформаторів;

U_к1 та U_к2 – напруги КЗ трансформаторів;

U'_к – еквівалентна напруга КЗ паралельно ввімкнених трансформаторів.

З формули випливає, що більше навантаження прийме на себе трансформатор із меншим значенням напруги КЗ.

Найкраще використання встановленої потужності трансформаторів може бути тільки за рівності напруг КЗ. Однак в експлуатації допускається включення на паралельну роботу трансформаторів з відхиленням напруг КЗ від їх середнього значення, але не більше ніж на10 %.

Не рекомендується увімкнення на паралельну роботу трансформаторів з відношенням номінальних потужностей більше трьох. Через те, що навіть за невеликих експлуатаційних перевантажень трансформатор меншої потужності може бути сильно перенавантаженим.

Паралельна робота трансформаторів, які мають різні групи з’єднань неможлива через те, що між їхніми вторинними обмотками виникає напруга, зумовлена кутом зсуву φ між векторами вторинних напруг.

Про схеми і групи з’єднання обмоток

Обмотки трифазних трансформаторів з’єднують за різними схемами. Найпоширенішими є з’єднання в зірку і трикутник. Під час цих з’єднань можливе отримання 12 різних груп із зміщенням векторів лінійних напруг вторинних обмоток по відношенню до однойменних векторів лінійних напруг обмоток ВН через кожні 30°. Основними групами в схемах Y/Δ є 11-а група, а в схемах Y/Y – нульова група. Решта груп буде похідними від основних.

На рис. 5.5 наведено схеми і групи з’єднань обмоток трансформаторів і автотрансформаторів відповідно до ДСТУ 2767-94. Проте під час виготовленя трансформаторів або порушення технології їх ремонту можуть бути одержані групи з’єднання обмоток, відмінні від стандартних. Отримання тієї або іншої групи з’єднань залежить від напряму намотування обмоток, послідовності з’єднання між собою затискачів фазних обмоток, маркування початків і кінців обмоток. Перемаркування вводів трансформатора і перестановка місцями фаз не виключені під час монтажних і ремонтних робіт.

Тому під час приймання в експлуатацію нових трансформаторів, а також після їх капітального ремонту, якщо виконувалася зміна обмоток, перевіряються групи з’єднань трифазних трансформаторів і полярність вводів однофазних трансформаторів.

*Схеми з'єднання обмоток*		*Векторні діаграми ЕРС*		*Умовні позначення*
ВН	НН	ВН	НН	*Умовні позначення*

Рис. 5.5. Схеми і групи з’єднань обмоток трансформаторів

Перевірка групи з’єднання обмоток виконується за допомогою фазометра універсального фазовказівника або гальванометра.

5.5. ФАЗУВАННЯ ТРАНСФОРМАТОРІВ

Незалежно від перевірки групи з’єднання обмоток увімкнення трансформатора на паралельну роботу після монтажу, капітального ремонту, а також за зміни в схемах його під’єднання допускається тільки після проведення фазування.

Фазування полягає у визначені однойменності фаз, що з’єднуються між собою. Очевидно, що при цьому необхідно переконатися у відсутності напруги між парами затискачів вторинних обмоток, що включаються на одні шини. В установках до 380 В для контролю відсутності напруги застосовується вольтметри. В установках високої напруги – спеціально пристосовані покажчики напруги або вольтметри, що підключаються до трансформаторів напруги.

Розрізняють прямі і непрямі методи фазування. При прямому методі фазування виконується на тій напрузі, на якій надалі буде виконано увімкнення трансформаторів. Прямі методи наочні, але застосовують їх під час номінальної напруги вторинних обмоток не вище 110 кВ. Непрямі методи, під час яких фазування виконується на вторинній напрузі трансформаторів напруги, не так наочні, як прямі, але більш безпечні для персоналу.

Непрямі методи фазування застосовуються на підстанціях з двома системами шин за допомогою трансформаторів напруги, підключених до шин. Для цього фазований трансформатор зі вторинної сторони включається на резервну систему шин, що не має напруги, а всі працюючі трансформатори і лінії в цей час знаходяться на іншій (робочій) системі шин. Напруга для фазування на фазований трансформатор і резервну систему шин подається включенням трансформатора з боку обмотки ВН. Фазування виконується на затискачах НН трансформаторів напруги, що належать робочій і резервній системі шин. При неспівпаданні фаз виконують їх перестановку. При співпаданні фаз трансформатори замикають на паралельну роботу включенням шиноз’єднувального вимикача. Для того, щоб бути впевненим у співпаданні фаз самих трансформаторів напруги, їх заздалегідь фазують між собою при включеному шиноз’єднувальному вимикачі. Фазування триобмоткових трансформаторів виконують в два прийоми. Спочатку включають трансформатор з боку ВН і виконують його фазування з боку НН. При співпаданні фаз трансформатор відключають з боку НН і відключають на резервну систему шин з боку СН і знов виконують фазування на цій напрузі. Після отримання необхідних результатів при обох фазуваннях трансформатор вважається зфазованим і його включають на паралельну роботу трьома обмотками.

5.6. ЗАХИСТ ТРАНСФОРМАТОРІВ ВІД ПЕРЕНАПРУГ

Захист ізоляції трансформаторів від атмосферних і комутаційних перенапруг здійснюється вентильними розрядниками.

Застосовуються розрядники серій РНРД, РВМГ, РВМ та ін. На підстанціях до 220 кВ їх звичайно встановлюють на шинах або на приєднаннях трансформаторів. На підстанціях 330 кВ і вище вентильні розрядники обов’язково встановлюються на кожному приєднанні трансформатора, причому якомога ближче до трансформатора, щоб підвищити надійність грозозахисту і вберегти його від можливих комутаційних перенапруг.

Вентильними розрядниками рис. 5.6 захищають від перенапруг незаземлені нейтралі трансформаторів 110 – 220 кВ. Це викликано тим, що в даний час всі трифазні трансформатори 110 – 220 кВ випускаються з пониженою ізоляцією нейтралі. Так, у трансформаторів 110 кВ з регулюванням напруги під навантаженням рівень ізоляції нейтралі відповідає стандартному класу напруги 35 кВ, що обумовлюється включенням з боку нейтралі пристроїв РПН з класом ізоляції 35 кВ. Трансформатори 220 кВ також мають знижений рівень ізоляції нейтралі. У всіх випадках це дає значний економічний ефект і тим більший, чим вищий клас напруги трансформатора.

Похожее изображение

Рис. 5.6. Вентильний розрядник

Тим часом на розземлених нейтралях таких трансформаторів можуть з’являтися перенапруги при однофазних КЗ в мережі. Вони можуть виявитися під впливом підвищених напруг промислової частоти під час неповнофазних режимів комутації навантажених трансформаторів. Для захисту розщемлених нейтралей трансформаторів застосовуються вентильні розрядники на номінальну напругу, що відповідає класу ізоляції нейтралі.

Вентильні розрядники всіх напруг повинні, як правило, постійно знаходитися в роботі упродовж всього року. Їх періодично оглядають. Під час оглядів звертається увага на цілісність фарфорових покришок, армувальних швів і гумових ущільнень. Поверхня фарфорових поверхонь має бути чистою. Бруд на поверхні покришок створює розподіл напруги уздовж розрядника, що може призвести до його перекриття.

Спостереження за спрацюванням вентильних розрядників ведеться по спеціальних регістрах. Вони вмикаються послідовно в коло розрядник – земля, і через них проходить вентильний струм, що призводить до спрацювання регістра.

У процесі експлуатації вентильних розрядників виконуються вимірювання мегомметром їх опору, а також струму провідності при випрямленій напрузі.

Необхідність капітального ремонту вентильних розрядників визначається за наслідками випробувань і оглядів.

5.7. ЕКСПЛУАТАЦІЯ ТРАНСФОРМАТОРНИХ МАСЕЛ

Трансформаторним (ізоляційним) маслом заповнюються баки силових трансформаторів і реакторів, масляних вимикачів, вимірювальні трансформатори і вводи.

Масло в трансформаторах і реакторах використовується як охолоджувальне середовище та ізоляція.

У масляних вимикачах воно виконує роль дугогасильного середовища та ізоляції струмопровідних частин.

На станціях і підстанціях застосовується масла різних марок (рис. 5.7), що випускається за стандартами і технічними умовами. Масла різних марок істотно відрізняється за своїми діелектричними властивостями, тому кожне з них призначається для зливання в устаткування певних класів напруги.

Transformatornoe maslo

Рис. 5.7. Зразки

трансформаторного масла

Масла розділяють на дві групи: що містять антиокислювальні присадки (інгібіровані), і що не містять їх (неінгібіровані). Інгібіроване масло більш стабільне, воно не впливає шкідливо на тверду ізоляцію трансформаторів.

В експлуатації прийнято ділити масло на:

•► свіже;

•► регенероване;

•► чисте;

•► сухе;

•► експлуатаційне;

•► відпрацьоване.

Запаси цих масел зберігаються окремо в спеціальних баках.

Відбір проб і випробування масла

У процесі експлуатації масло забруднюється механічними домішками, зволожується, в ньому накопичується продукти окиснення. При цьому масло втрачає свої електроізоляційні властивості, внаслідок чого знижується опір ізоляції устаткування. Масло окислюється під впливом кисню, повітря. Активність кисню посилюється у присутності вологи, що потрапляє у масло зовні. Окисненню сприяє висока температура, сонячне світло, присутність металів (особливо міді і її сплавів), які є каталізаторами окиснення. Чим більше продуктів старіння в маслі, тим гірші його властивості. Тому важливого значення набуває систематичне спостереження за станом масла в трансформаторах і апаратах.

Спостереження ведеться шляхом відбору проб і проведення лабораторних випробувань. Під час виявлення зміни показників у порівняні зі встановленими нормами вживаються заходи щодо відновлення втрачених маслом властивостей. Це досягається очищенням, осушенням і регенерацією масла. Відбір проб виконується в суху погоду в промиті і добре просушені скляні банки місткістю 0,5 і 1л.

Розрізняють три види випробування ізоляційних масел:

•►випробування на електричну міцність;

•►скорочений аналіз;

•►повний аналіз.

Повному аналізу піддаються масла на нафтоперегінних заводах, а також масла після регенерації.

Для експлуатаційного масла, що перебуває в роботі (залите в устаткування), проводяться скорочений аналіз і випробування його електричної міцності.

Крім того, свіже трансформаторне масло, що потрапляє із заводу і призначене для заливання в устаткування, додатково перевіряється на стабільність, тангенс кута діелектричних втрат і натрову пробу.

Масло з трансформаторів з плівковим захистом під час експлуатації перевіряється також на вологовміст і газовміст, а з трансформаторів з азотним захистом – тільки на вологовміст.

Скорочений аналіз масла проводиться в наступні терміни:

•► масло з силових трансформаторів потужністю понад 6300 кВА і напругою6 кВ і вище, з вимірювальних трансформаторів напругою вище 35 кВ і негерметичних маслонаповнених вводів – не рідше 1 разу на 3 роки;

•► з герметичних вводів – за підвищених значень кута діелектричних втрат вводів;

•► з силових трансформаторів – під час спрацювання газового реле на сигнал.

Перевірка масла з масляних вимикачів виконується під час капітального, поточного і позапланового ремонтів.

Очищення і сушіння масла

Масло, що не відповідає нормам на електричну міцність у зв’язку з його зволоженням або забрудненням механічними домішками, піддається центрифугуванню.

Центрифугуванням масло очищається не від усіх забруднень. Глибше очищення досягається під час застосування фільтр-пресса.

Економічним і досконалим способом є сушіння масла розпилюванням у вакуумі. Суть методу полягає у тому, що в спеціальній вакуумній камері виконується тонке розпилення зволоженого масла.

Набув поширення спосіб сушіння масла за допомогою синтетичного цеоліту. За своїм складом цеоліти є водними алюмосилікатами кальцію або натрію. Цеоліти містять величезну кількість пор, що мають розміри молекул. Під час пропускання сирого масла через шар висушеного цеоліту молекули води поглинають його порами і утримуються в них. Для осушення експлуатаційного масла потрібен орієнтовно 0,1 – 0,2 % цеоліту від маси масла.

Регенерація – це відновлення окисленого масла, тобто видалення з нього продуктів старіння. На практиці звичайно стикаються з регенерацією експлуатаційних масел з кислотним числом, що не перевищує 0,3 – 0,4 мг(міліграм) КОН. Для відновлення таких масел застосовують методи, засновані на використанні різного роду адсорбентів.

Dzizan

Рис. 5.8. Пересувний адсорбер

Відновлення масел відбувається в процесі фільтрації його через шар зерен адсорбентів. Для цього адсорбент поміщається в спеціальний апарат – адсорбер, через який насосом прокачується масло. Пропуск масла контролюється витратоміром і складає 250 – 360 л/год.

Пересувні адсорбери (рис. 5.8) використовуються для очищення масла, яке зливається з устаткування під час ремонту, а також у працюючому устаткуванні, що перебуває під напругою. В останньому випадку регенерація виконується під постійним спостереженням персоналу, оскільки можливі коливання рівня масла в діючому устаткуванні, а їх не можна допускати.

Зернисті адсорбенти, що втратили активність, відновлюються в особливих камерах продуванням повітря, нагрітим до 200 ⁰С.

Оберігання масла від зволоження і окислення

Щоб понизити експлуатаційні витрати із догляду за маслом, доцільно захистити масло, залите в устаткування і те, що зберігається в резерві, від зволоження і накопичення в ньому продуктів окислення. Для оберігання масла від вологи і забруднень повітря застосовується осушувальні фільтри.

Одним із способів захисту масла в силових трансформаторах від окислення є застосування термосифонних фільтрів – це металевий циліндр, заповнений адсорбентом, безперервно поглинаючим продукти окислення масла. Термосифони приєднують до трансформаторів так само, як радіатори охолодження. У трансформаторів з охолодженням ДЦ і Ц їх кріплять біля виносних охолоджувачів. Масло в термосифоні переміщується зверху вниз. Як адсорбент застосовується силікагель марки КСК або активний окисел алюмінію із зернами 2,7 – 7 мм. Підключення термосифону виконують до трансформаторів зі свіжим маслом – це дає якнайкращі результати.

Кращим способом захисту масла в трансформаторах від окислення є усунення прямого контакту масла з атмосферним повітрям і вологою, що може бути досягнуто герметизацією трансформаторів і заміною повітря над поверхнею масла інертним газом, наприклад азотом.

На підстанціях з двома і більше трансформаторами застосовують схеми групового азотного захисту з підживленням їх від одного еластичного резервуару.

Експлуатація силових трансформаторів з азотним захистом мало чим відрізняється від експлуатації звичайних трансформаторів. По зовнішньому стану еластичного резервуару виконується контроль за станом газощільності системи. Двічі на рік з еластичних резервуарів відбираються проби газу на вміст кисню. Підживлення азотом виконують у міру його витрати (підпускання). Доливання масла в трансформатор виконується через нижній кран за допомогою спеціального пристосування, що виключає попадання повітря в трансформатор.

На сьогоднішній день пристроями азотного захисту масла обладнуються і маслонаповнені вводи, особливо на напрузі 330 і 500 кВ.

Плівковий захист

Він заснований на герметизації масла рухомою еластичною плівкою, яка поміщається в розширювач трансформатора та ізолює масло в розширювачі від прямого контакту з атмосферним повітрям. За температурних коливань об’єму масла в трансформаторі еластична плівка завжди залишається притиснутою до поверхні масла в розширювачі, підіймаючись під час збільшення об’єму масла і опускаючись під час його зменшення.

Антиокислювальні присадки

Свіже, нормально очищене масло містить смоли, що є природними антиокислювачами; масло, регенероване адсорбентами, втрачає їх. В експлуатації підвищення стабільності регенерованих масел досягається сумісним застосуванням термосифонних фільтрів і спеціальних антиокислювальних присадок.

Захист масла у вводах

Для захисту від зволоження масла у вводах застосовують масляні затвори. Конструктивно їх виконують у вигляді циліндра, розділеного на дві частини циліндричною перегородкою, що має знизу отвори для перетікання масла з однієї частини в іншу. Маслом заповнюють менше половини циліндра. Воно не має прямого контакту з маслом у вводі. Зверху повітряний простір однієї частини затвора сполучається з повітряною подушкою в розширювачі вводу, іншої частини – з атмосферою. Всі температурні коливання об’єму масла і тиску у вводі компенсуються зміною рівнів замикаючої рідини в циліндрі затвора. Масляні затвори не усувають, а лише обмежують вологообмін між маслом затвора, повітрям розширювача і маслом вводу. Більш ефективним засобом оберігання масла є оснащення вводів з масляними затворами ще і повітряосушувачами. Засобом, що виключає контакт масла з атмосферним повітрям і тим самим тривало забезпечує збереження їм високих електроізоляційних властивостей, є повна герметизація вводів.

Питання для самоконтролю

1. Назвіть системи охолодження трансформаторів.

2. Проаналізуйте обслуговування охолоджуючих пристроїв.

3. Як відбувається регулювання напруги трансформаторів?

4. Як обслуговують пристрої регулювання напруги трансформаторів?

5. Як виконується включення трансформатора в мережу?

6. Як відбувається включення трансформатора в роботу?

7. Обґрунтуйте призначення періодичних оглядів трансформаторів та їх мету.

8. Назвіть умови включення трансформаторів на паралельну роботу.

9. Проаналізуйте схеми і групи з’єднання обмоток трансформаторів.

10. Як відбувається фазування трансформаторів?

11. Як трансформатори захищають від перенапруг?

12. Проаналізуйте призначення трансформаторного масла та які операції проводяться з ним?

13. Як відбувається очищення і сушіння трансформаторного масла?

14.Проаналізуйте методи захисту трансформаторного масла від зволоження та окислення.

Попередня тема

На початок

Наступна тема