Чтобы исключить нежелательные перегревы, стенки бака мощных трансформаторов изнутри имеют шунты (пакеты, набранные из полос электротехнической стали).

Обслуживание силовых трансформаторов
Предисловие
Силовые трансформаторы широко распространены и используются в различных отраслях народного хозяйства.
Рост напряжения и единичной мощности, внедрение быстродействующих устройств регулирования, переход на герметичную конструкцию, а также внедрение прогрессивных способов защиты масла привели к изменению технологии монтажа трансформаторов и к совершенствованию приемов их обслуживания. В энергосистемах эффективно применяются прогрессивные способы диагностики, позволяющие определять состояние трансформатора без вывода его из работы.
В предлагаемой брошюре рассмотрены вопросы обслуживания силовых трансформаторов общего назначения на всех этапах с момента приема до их списания. Показаны конструктивные отличия и особенности, на которые следует обращать внимание эксплуатационному персоналу при обслуживании трансформаторов.
Все замечания и предложения по книге просьба направлять в Энергоатомиздат по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Автор
Глава первая
Технические характеристики. Основные элементы конструкции трансформаторов.
1. Номинальные данные и технические характеристики силовых трансформаторов
Силовые трансформаторы различаются номинальной мощностью, классом напряжения, условиями и режимом работы, конструктивным исполнением.
В зависимости от номинальной мощности и класса напряжения силовые трансформаторы условно подразделяются на группы (габариты), приведенные в табл. 1.
Промышленностью выпускаются трансформаторы, предназначенные для работы в районах с умеренным, холодным и тропическим климатом, для установки на открытом воздухе и в помещении. Различают трансформаторы общего назначения и специальные: преобразовательные, электропечные и др.
Таблица 1. Группы (габариты) силовых трансформаторов
Номер габарита
Диапазон мощностей, кВ
·А
Класс напряжения, кВ

I
До 100
До 35

II
От 100 до 1000
До 35

III
ОТ 1000 до 6300
До 35

IV
Свыше 6300
До 35

V
До 40000
От 35 до 110

VI
От 40000 до 80000
До 330

VII
От 80000 до 200000
До 330

VIII
Свыше 200000
До 330 и выше

IX
Независимо от мощности для ЛЭП постоянного тока
Независимо от напряжения


В зависимости от вида охлаждения различают сухие, масляные и трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком. В брошюре рассматривают силовые масляные трансформаторы общего назначения открытой установки как наиболее широко распространенные в эксплуатации.
Условное обозначение различных типов трансформаторов составляют по следующей структурной схеме:
13 SHAPE \* MERGEFORMAT 1415
В буквенную часть обозначения типа трансформатора общего назначения могут входить следующие буквы:
А - атотрансформатор;
О или Т - однофазный или трехфазный трансформатор;
Р - расщепленная обмотка НН;
М - вид охлаждения трансформатора с естественной циркуляцией воздуха и естественная циркуляция масла; ДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла; Ц - принудительная циркуляция воды и масла; НДЦ и НЦ - направленный поток масла в системах ДЦ и Ц;
Т (после обозначения вида охлаждения) - трехобмоточный трансформатор;
Н -трансформатор с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН);
С - исполнение трансформатора собственных нужд электростанций.
Для автотрансформаторов классов напряжения стороны СН или НН свыше 35 кВ после класса напряжения стороны ВН через косую черту указывают класс напряжения стороны СН или НН.
Номинальная мощность и класс напряжения указываются через дефис после буквенного обозначения в виде дроби, в /числителе которой - номинальная мощность в киловольтамперах, в знаменателе - класс напряжения в киловольтах. Примеры условных обозначений: ТМ-1000/10-74У1 - трехфазный двухобмоточный трансформатор с естественным масляным охлаждением, номинальная мощность 1000 кВ
·А, класс напряжения 10 кВ, конструкция 1974 г., для района с умеренным климатом, для установки на открытом воздухе; ТРДНС-25 000/35-74Т1 - трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой НН, с принудительной циркуляцией воздуха в системе охлаждения, с РПН, для собственных нужд электростанций, номинальная мощность 25 MB-А, класс напряжения 35 кВ, конструкция 1974 г., тропического исполнения, для установки на открытом воздухе; ТЦ-1000000/500-83ХЛ1 - трехфазный двухобмоточный трансформатор с принудительной циркуляцией масла и воды в системе охлаждения, номинальная мощность 1000 MB
·А, класс напряжения 500 кВ, конструкция 1983 г., для районов с холодным климатом, для наружной установки.
Автотрансформаторы отличаются добавлением к обозначению трансформаторов буквы А, она может быть первой в буквенном обозначении или последней.
В автотрансформаторах, изготовленных по основному стандарту на трансформаторы ГОСТ 11677-65, ГОСТ 11677-75, ГОСТ 11677-85, буква А стоит впереди всех символов, например: АОДЦТН-417000/750/500-73У1 - однофазный трехобмоточный автотрансформатор номинальной (проходной) мощностью 417 MB
·А, класс напряжения ВН 750 кВ, СН 500 кВ, остальные символы расшифровываются так же, как и в предыдущих примерах.
В конце 50-х годов, когда в СССР впервые появились мощные силовые автотрансформаторы 220/110, 400/220, 400/110, 500/220, 500-110 кВ, и в начале 60-х годов производили автотрансформаторы двух модификаций - повышающей и понижающей. В обозначении повышающей модификации буква А стояла в конце буквенной части; в этих автотрансформаторах обмотку НН выполняли на повышенную мощность и располагали между обмотками СН и ВН, по точной терминологии - между общей и последовательной обмотками.
Автотрансформаторы второй модификации - понижающей, с буквой А впереди всех символов (как и в новых автотрансформаторах) - служат для понижения напряжения, например с 220 до 110 кВ, или для связи сетей ВН и СН. Обмотка НН в них, как и в новых автотрансформаторах, расположена у стержня, имеет пониженную мощность и несет вспомогательные функции.
Пример обозначения повышающей модификации: ТДЦТГА-120000/220, понижающей АТДЦТГ-120000/220. (Буква Г обозначала грозоупорный, она отменена по мере внедрения ГОСТ 11677-65, так как все трансформаторы и автотрансформаторы 110 кВ и выше имеют гарантированную стойкость при грозовых перенапряжениях.) В эксплуатации до сих пор встречаются автотрансформаторы обеих модификаций.
Основные данные и характеристики трансформатора указываются на заводском щитке, табличке. Щиток прикрепляется к баку трансформатора. На нем указаны следующие параметры: обозначение типа трансформатора; число фаз; частота, Гц; род установки (наружная или внутренняя); номинальная мощность, кВ-А, для трехобмоточных трансформаторов - мощность каждой обмотки; схема и группа соединения обмоток; напряжения на номинальной ступени и напряжения ответвлений обмоток, кВ, номинальные токи, А; напряжение короткого замыкания в процентах (фактически измеренное); способ охлаждения трансформатора; полная масса трансформатора, масла и активной части, т.
Основными характеристиками трансформатора являются, прежде всего, напряжение обмоток и передаваемая трансформатором мощность. Передача мощности от одной обмотки к другой происходит электромагнитным путем, при этом часть мощности, поступающей к трансформатору из питающей электрической сети, теряется в трансформаторе. Потерянную часть мощности называют потерями. При передаче мощности через трансформатор напряжение на вторичных обмотках изменяется при изменении нагрузки за счет падения напряжения в трансформаторе, которое определяется сопротивлением короткого замыкания. Потери мощности в трансформаторе и напряжение короткого замыкания также являются важными характеристиками. Они определяют экономичность работы трансформатора и режим работы электрической сети.
Потери мощности в трансформаторе являются одной из основных характеристик экономичности конструкции трансформатора. Полные нормированные потери состоят из потерь холостого хода (XX) и потерь короткого замыкания (КЗ). При холостом ходе (нагрузка не присоединена), когда ток протекает только по обмотке, присоединенной к источнику питания, а в других обмотках тока нет, мощность, потребляемая от сети, расходуется на создание магнитного потока холостого хода, т.е. на намагничивание магнитопровода, состоящего из листов трансформаторной стали. Поскольку переменный ток изменяет свое направление, то направление магнитного потока также меняется. Это
значит, что сталь намагничивается и размагничивается попеременно. При изменении тока от максимума до нуля сталь размагничивается, магнитная индукция уменьшается, но с некоторым запаздыванием, т.е. размагничивание задерживается (при достижении нулевого значения тока индукция не равна нулю - точка N на рис. 1). Задерживание в перемагничивании является следствием сопротивления стали переориентировке элементарных магнитов.
Как видно из рис. 1, кривая намагничивания при перемене направления тока образует так называемую петлю гистерезиса, которая различна для каждого сорта стали, и зависит от максимальной магнитной индукции Bmax. Площадь, охватываемая петлей, соответствует мощности, затрачиваемой на намагничивание. Так как при перемагничивании сталь нагревается, электрическая энергия, подводимая к трансформатору, преобразуется в тепловую и рассеивается в окружающее пространство, т.е. безвозвратно теряется. В этом физически и заключаются потери мощности на перемагничивание.
Кроме потерь на гистерезис при протекании магнитного потока по магнитопроводу возникают потери на вихревые токи. Как известно, магнитный поток индуктирует электродвижущую силу (ЭДС), создающую ток не только в обмотке, находящейся на стержне магнитопровода, но и в самом его металле. Вихревые токи протекают по замкнутому контуру (вихревое движение) в месте стали в направлении, перпендикулярном направлению магнитного потока. Для уменьшения вихревых токов магнитопровод собирают из отдельных изолированных листов стали. При этом, чем тоньше лист, тем меньше элементарная ЭДС, меньше созданный ею вихревой ток, т.е. меньше потери мощности от вихревых токов. Эти потери тоже нагревают магнитопровод. Для уменьшения вихревых токов, потерь и нагревов увеличивают электрическое сопротивление стали путем введения в металл присадок.
В любом трансформаторе расход материалов должен быть оптимальным. При заданной индукции в магнитопроводе его габарит определяет мощность трансформатора. Поэтому стараются, чтобы в сечении стержня магнитопровода было как можно больше стали, т.е. при выбранном наружном размере коэффициент заполнения kз должен быть наибольшим. Это достигается применением наиболее тонкого слоя изоляции между листами стали. В настоящее время применяется сталь с тонким жаростойким покрытием, наносимым в процессе изготовления стали и дающим возможность получить kз = 095ч0,96.

Рис. 1. Петля гистерезиса (зависимость индукции В от тока намагничивания I)
При изготовлении трансформатора вследствие различных технологических операций со сталью ее качество в готовой конструкции несколько ухудшается и потери в конструкции получаются примерно на 25-50 % больше, чем в исходной стали до ее обработки (при применении рулонной стали и прессовки магнитопровода без шпилек).
Для снижения потерь XX применяется не только сталь более высокого качества, но и более современная конструкция магнитопровода.
Кроме потерь XX существуют потери короткого замыкания - потери КЗ. В работающем трансформаторе ток, как правило, не равен номинальному и вместо потерь КЗ имеют место так называемые нагрузочные потери, которые при номинальном токе равны потерям КЗ, а при других значениях тока получаются пересчетом пропорционально квадрату тока. Нагрузочные потери - это тепловые потери в обмотках от протекания по ним токов нагрузки и добавочные потери в обмотках и в элементах конструкции трансформатора. Добавочные потери зависят в основном напряженности магнитного поля рассеяния. Поток поля рассеяния характеризуется тем, что сцепляется не со всеми обмотками и замыкается не только через активную сталь, но и через канал между обмотками и через окружающее пространство (не имеющее ферромагнитных деталей), а также через ферромагнитные элементы конструкции: стенки бака, ярмовые балки ("консоли"), прессующие кольца и др.
Благодаря отклонению потока рассеяния от направления оси обмотки часть его пересекает витки обмотки в радиальном направлении. Радиальный поток проходит перпендикулярно большему размеру сечения провода витков, в проводе наводится существенная вихревая ЭДС, и возникает заметный вихревой ток, который вызывает дополнительный нагрев провода. Особенно резко это выражается у крайних витков и катушек обмоток в ряде крупных трансформаторов старой конструкции. Расчетами показано, что в концевых катушках добавочные потери в ряде случаев могут превышать основные тепловые потери в 3-4 раза.
Вследствие того, что обмотки НН, рассчитанные на больший ток, выполняются из многих параллельных проводников, отдельные проводники занимают в магнитном поле различное положение и имеют несколько различную длину. Поэтому в отдельных проводниках возникают неодинаковые ЭДС и, поскольку концы этих проводников соединены вместе, в параллельных проводниках возникают уравнительные циркулирующие токи, т.е. в одних проводниках ток будет меньше, чем в других, за счет большего их сопротивления. А так как выбор сечения проводников ведется из расчета одинаковой плотности тока, то в результате перераспределения тока в ряде проводников получается большая плотность тока и, следовательно, нагрев больше расчетного и больше местные тепловые потери.
Поле рассеяния, как было сказано, замыкается через ферромагнитные части конструкции, расположенные вблизи обмоток. Таковыми являются стенки бака трансформатора, прессующие элементы стержней магнитопровода и крайние пакеты активной стали, ярмовые балки и прессующие кольца обмоток, и некоторые другие. Из-за местных концентраций напряженности магнитного поля возникают местные нагревы, достигающие высоких значений, что приводит к местным перегревам и разложению масла. Особенно нежелательны вихревые токи в баке с нижним разъемом. Поскольку в разъеме части бака не соприкасаются, ток может проходить только через стяжные болты разъема; отдельные болты в таких случаях могут нагреваться чрезвычайно сильно. Чтобы исключить нежелательные перегревы, стенки бака мощных трансформаторов изнутри имеют шунты (пакеты, набранные из полос электротехнической стали). Крайние пакеты стержней магнитопровода, через которые поток рассеяния проходит в перпендикулярном направлении, в процессе работы трансформатора также способны сильно нагреваться вихревыми потоками, и местные нагревы могут достичь недопустимых пределов. Такому же нагреву подвержены стяжные пластины, связывающие верхние и нижние ярмовые балки у бесшпилечной конструкции магнитопровода. Прессующие кольца обмоток, изготовленные из конструктивной стали, и нижние ярмовые балки также являются узлами сосредоточения потерь и тем самым опасных перегревов.
Снижения потерь КЗ достигают за счет уменьшения добавочных потерь, так как снизить тепловые (джоулевы) потери в обмотках за счет снижения плотности тока в силовых трансформаторах обычно невыгодно (повышается расход меди и т.п.), а в наиболее крупных трансформаторах увеличить сечение меди почти не удается из-за транспортных ограничений.
Снижение добавочных потерь в обмотках достигается различными конструктивными решениями.
Наиболее эффективным считается применение для намотки многожильного транспонирования провода с большим числом отдельных изолированных жил. В этом случае кроме уменьшения высоты проводника отдельные проводники меняют местами (транспозиция), и этим достигается снижение циркулирующих токов в параллельных проводниках. Электродинамическая стойкость таких обмоток при КЗ несколько ниже, чем у обычных обмоток. Этот недостаток в последние годы устранен путем склейки параллельных жил транспонированного провода.
Концевые катушки делают расщепленными по высоте состоящими из двух параллельных катушек меньшей высоты.
Добавочные потери в стенках бака уменьшают применением магнитного экранирования бака шунтами, набранными из полос трансформаторной стали. Поток рассеяния замыкается по этим шунтам, имеющим меньшее магнитное
сопротивление и меньшие удельные потери, чем конструкционная сталь бака, и не попадает в стенку бака. Для снижения добавочных потерь прессующие элементы и стяжные пластины стержня выполняют из диамагнитных сталей. Снижение потерь в ярмовых балках и прессующих кольцах обеспечивается применением магнитных шунтов, экранирующих полки балок, уменьшением размеров колец, а также применением неметаллических деталей. Устранение потерь от циркулирующих токов через распорные устройства достигнуто применением изоляционных прокладок на пятах распорных домкратов.
Установка магнитных шунтов на ярмовых балках снижает потери в них на 60-70 %, а в прессующих кольцах - на 50 %.
Рассмотрим физический смысл напряжения короткого замыкания uk. Основной составляющей uk трансформаторов III-VIII габаритов является индуктивная составляющая us, равная Iхk, где хk - индуктивное сопротивление короткого замыкания.
При номинальной мощности более 10 МВ
·А, пренебрегая активной составляющей uа, можно принять, что uа,% = us,%, и zk, Ом = хk, Ом.
Индуктивная составляющая падения напряжения зависит от мощности трансформатора и геометрических размеров обмоток (диаметра, канала между обмотками, высоты обмоток, ширины канала между обмотками) и ЭДС витка обмотки. С одной стороны, исходя из того, что реактивное сопротивление трансформатора определяет падение напряжения в нем, целесообразно иметь его по возможности небольшим, но, с другой стороны, при малом реактивном сопротивлении увеличивается ток короткого замыкания (КЗ) через трансформатор. Это, во-первых, влечет необходимость расчета и изготовления трансформатора на большие электродинамические и термические воздействия тока КЗ и, во-вторых, требует применения в цепи трансформатора коммутационной аппаратуры также большей электродинамической и термической стойкости к токам КЗ. Поэтому с точки зрения работы трансформатора в энергосистеме должно быть выбрано оптимальное значение uk. В трансформаторах I-III габаритов принимают uk = 4,5ч7,5 %, в серии двух обмоточных трансформаторов 110 кВ мощностью 2,5-70 МВ
·А (с РПН) uk = 10,5
·11 %, в повышающих трансформаторах 220-750 кВ оно равно 11-15 %, а автотрансформаторах 220-750 кВ (см. ниже) - немного меньше.
В трехобмоточных трансформаторах, естественно, получаются три значения парных uk разных сочетаний обмоток, например в серии трехобмоточных трансформаторов 6,3-80 МВ
·А, 110 кВ, с РПН для основных ответвлений нормированы три значения uk. При расположении обмоток на стержне в последовательности НН-СН-ВН значения uk равны: для пары обмоток, расположенных первой и второй от стержня, т.е НН и СН, - около 6 %, для наружной пары, т.е. СН и ВН, -около 10,5 %, для пары НН и ВН 17 %. В стандартах нормированы также значения uk всех пар обмоток при крайних ответвлениях РПН.
В число регламентированных стандартами и техническими условиями характеристик трансформатора входит ток холостого хода. Ток холостого хода невелик по сравнению с номинальным током нагрузки трансформатора и составляет в новых крупных трансформаторах от 0,2 до 0,5 % номинального тока, а в старых трансформаторах I и II габаритов - до 10 %. Ток XX определяется качеством стали, конструкцией магнитопровода (например, конфигурацией стыков) и качеством изготовления магнитопровода.

Рис. 2. Принципиальная схема автотрансформатора и токи в нем
В эксплуатации нашли широкое применение автотрансформаторы напряжением 220 кВ и выше, причем изготовляются, как правило, трехобмоточные автотрансформаторы, т.е. такие, у которых кроме обмоток, связанных электрически, имеется обмотка, связанная магнитно. Обычно это обмотка низшего напряжения, предназначенная либо для присоединения генератора (на электростанциях) или синхронного компенсатора (на подстанциях), либо для питания местных потребителей на напряжениях до 35 кВ. Широкое распространение автотрансформаторов объясняется экономическими выгодами - в основном меньшими затратами материалов при их изготовлении по сравнению с трансформаторами той же мощности. Это объясняется тем, что в обмотке СН (общей обмотке) автотрансформатора с числом витков w2 (рис. 2) протекает не ток стороны CHI2, а разность токов 13EMBED Equation.31415 (1)
где IOO - ток общей обмотки; I1 - ток стороны ВН. Благодаря этому сечение медных проводников общей обмотки снижается. Это снижение принято характеризовать коэффициентом выгодности
·:
13EMBED Equation.31415 (2),
где К = U1/U2 -коэффициент трансформации ВН/СН.
В свою очередь обмотка ВН (а по строгой терминологии последовательная обмотка или ПО) имеет неполное число витков w1 вместо полного числа витков w1 = w1 + w2 благодаря тому, что часть напряжения - ВН - создается непосредственно электрическим соединением ПО и ОО. В обмотке ВН (ПО) получается тот же коэффициент выгодности:
13EMBED Equation.31415 13EMBED Equation.31415 (3).
Термины "обмотка ВН", "обмотка СН" использованы в документации старых автотрансформаторов, а в новых - термины "общая обмотка", "последовательная обмотка".
Итак, количественно мощность обеих обмоток снижена одинаково, т.е. обе они соответствуют трансформатору мощностью
·SHOM. Для двухобмоточных автотрансформаторов без РПН коэффициент
· одновременно является коэффициентом типовой мощности, а само произведение
·SHOM называют типовой мощностью автотрансформатора SТИП. Автотрансформаторное соединение дает выгоду, которая тем больше, чем ближе друг к другу напряжения ВН и СН. Итак, чем ближе К к единице, тем меньше масса и потери автотрансформатора по сравнению с таковыми аналогичного трансформатора. Так, для двухобмоточного трансформатора без РПН с сочетанием номинальных напряжений 220/110 кВ получается экономия ровно в 2 раза, а при 330/220 кВ - ровно в 3 раза по сравнению с обычным трансформатором.
Для пары сторон ВН-СН трехобмоточного автотрансформатора напряжение КЗ должно было бы получиться меньше тоже в
· раз. (Доказательство можно найти в курсе электрических машин.) Это означало бы, что в автотрансформаторе 220/110 кВ вместо привычных 10-12 % получилось бы uk = 5ч6 %, а при 330/220 или 750/800 кВ - не более 5 %. Однако такие значения неприемлемы ни для самого автотрансформатора, ни для коммутационной аппаратуры из-за чрезмерных токов КЗ. Поэтому конструктор так меняет геометрию автотрансформатора, чтобы получить в нем примерно такое же значение uk пары сторон ВН и СН, как и в трансформаторе. Фактически в большинстве новых автотрансформаторов uk принято в пределах 11-13 %. Исключение составляют автотрансформаторы 220/110 кВ с РПН, у которых uk резко меняется при переходе к крайним ответвлениям, причём на одном из них uk = 7 %, а на другом 20 %.
Значения uk между другими обмотками, т.е. для пар обмоток НН и ВН или НН и СН, определяются конструктивными особенностями: взаимным расположением обмоток и расстоянием между ними, которое зависит от напряжения обмоток. В трехобмоточном понижающем автотрансформаторе напряжение КЗ между обмотками НН и автотрансформаторными (ВН и СН) обмотками имеет повышенное значение. Особенно это относится к паре сторон. ВН-НН. Обмотка ВН располагается далеко от стержня магнитопровода (рис. 3, а), а обмотка НН является ближайшей к стержню. Таким образом, расстояние между обмотками НН и ВН получается значительным и, следовательно, uk имеет увеличенное значение. Если трансформатор имеет регулировочную обмотку, которая располагается между обмотками СН и НН (или СН и ВН), то это еще более удаляет обмотку ВН от обмотки НН и uk еще более возрастает.
В повышающих автотрансформаторах с расположением обмотки НН в середине (рис. 3, б) uk между обмотками ВН и НН имеет несколько меньшее значение, но зато увеличивается значение uk между обмотками ВН и СН.
В автотрансформаторах действующих подстанций uk между обмотками ВН и НН составляет от 20 до 35, иногда до 60 % и более. Это значение получается, если относить его к номинальной мощности обмотки ВН (проходной) автотрансформатора, если же приводить его к мощности НН (типовой, что физически более правильно, потому что мощность НН меньше проходной), то значение uk получается соответственно меньше.

Рис. 3. Расположение обмоток в понижающем (а) и повышающем (б) автотрансформаторах:
1 - последовательная обмотка (обмотка ВН); 2 - общая обмотка (обмотка СН); 3 - обмотка НН
Дополнительной характеристикой автотрансформаторов является ток в общей части автотрансформаторной обмотки (обмотке ОО), т.е. разность токов сторон ВН и СН. Ток общей части можно контролировать только в тех автотрансформаторах, у которых имеется трансформатор тока в нейтрали каждой (или, по крайней мере, одной) фазы. У однофазных автотрансформаторов измерение тока может быть осуществлено просто с помощью трансформаторов тока на нейтральном отводе одной фазы (до соединения в звезду внутри бака).
Ток в общей части указывают для того, чтобы в эксплуатации не допускать превышения его при различных режимах работы, в которых линейные токи обмоток не превосходят номинальные значения, что может быть, например, при комбинированном режиме - передаче мощности из обмотки ВН в обмотку СН и одновременно из обмотки НН в обмотку СН.
Особенностью автотрансформатора является глухое заземление нейтрали автотрансформаторной обмотки. Поскольку обмотки ВН и СН представляют собой две электрически связанные обмотки, то волны перенапряжений, попадающие с линии со стороны ВН, проходят в обмотки ВН и СН. Если нейтраль заземлена, потенциал ее при прохождении волны по обмотке будет равен нулю, а потенциал на вводе обмотки СН будет ниже, чем на линейном вводе обмотки ВН. Если же нейтраль изолирована, то будет происходить отражение волны от нейтрали, причем на нейтрали потенциал возрастает вдвое и распределение потенциала по обмотке может быть такое, что на вывод обмотки СН попадет потенциал даже больший, чем на выходе обмотки ВН, вследствие чего изоляция обмотки СН может повреждаться, так как не рассчитана на такие потенциалы. Усиление изоляции привело бы к значительному усложнению и удорожанию конструкции автотрансформатора. Поскольку автотрансформаторы предназначены для работы в сетях с большим током замыкания на землю, т.е. при глухом заземлении нейтрали, то разземления нейтрали не требуется. При необходимости для ограничения токов КЗ в нейтрали может устанавливаться токоограничивающий реактор; первые такие установки уже включены на ряде объектов.
2. Основные элементы конструкции трансформаторов
Современный мощный трансформатор представляет собой сложное устройство, состоящее из большого числа различных конструктивных элементов, каждый из которых в той или иной мере оказывает влияние на его работу.
Основными элементами трансформатора являются магнитопровод и обмотки.
Магнитопровод представляет собой магнитную цепь трансформатора, по которой замыкается магнитный поток, а обмотки - это электрические цепи, по которым протекает электрический ток.
Магнитопровод вместе с насаженными обмотками представляет собой активную часть трансформатора. Остальные элементы являются его вспомогательными, неактивными частями. Соединение различных частей обмоток между собой, с выводами и переключателями ответвлений производится с помощью отводов.
Элементы конструкции трансформатора, по которым протекает электрический ток (обмотки, отводы и др.) и которые соединены между собой по определенной схеме, образуют электрическую цепь, изолированную относительно заземленных частей конструкции трансформатора. Изоляционные детали выполняются из различных твердых электроизоляционных материалов - электроизоляционного картона, бумаги, дерева, гетинакса и т.п. Масляные трансформаторы заливают трансформаторным маслом.
При эксплуатации трансформаторов возникает необходимость изменения их коэффициента трансформации (или регулирования напряжения). Регулирование напряжения у одних трансформаторов выполняют с отключением от сети, а у других трансформаторов оно производится под нагрузкой (РПН). Для обеспечения РПН используется специальная аппаратура, состоящая из избирателя, предызбирателя, контактора с токоограничивающим сопротивлением (или реактором в старых трансформаторах) и приводного механизма, представляющих собой самостоятельные конструктивные элементы, устанавливаемые снаружи на бак или внутри бака на активной части.
Для присоединения обмоток трансформатора к сети служат вводы, состоящие из токоведущей части (стержня или трубы), фарфоровой покрышки и опорного фланца. Вводы устанавливают на крышке или стенке бака, при этом их нижняя часть находится в масле внутри бака, а верхняя - вне бака, в воздухе. Маслонаполненные вводы имеют собственный, автономный объем масла.
Активная часть трансформатора помещается в бак, служащий резервуаром для масла. Бак может иметь нижний или верхний разъем в зависимости от габарита трансформатора. Основные части бака: у одних трансформаторов - стенки, дно и крышка, а у других, с массой активной части более 25 т, - поддон и съемная часть (колокол). Колокол используют для установки вводов, выхлопной трубы (или предохранительных клапанов), крепления расширителя, приставных устройств РПН и установки контрольно-измерительных устройств, охладителей навесной системы охлаждения и других деталей.
На стенке бака (колокола) обычно у трансформаторов укрепляют охладительные устройства - радиаторы или охладители (навесной системы охлаждения типа ДЦ).
В зависимости от габарита к дну бака (поддону) крепятся тележка или каретки, позволяющие перевозить трансформаторы по рельсовым путям с небольшой скоростью в пределах подстанции (электростанций).
Магнитопровод силовых трансформаторов всех габаритов изготовляется из холоднокатаной анизотропной электротехнической стали. Такая сталь поставляется в рулонах и состоит из непрерывной ленты, максимальная масса рулона 5 т, наибольшая ширина не более 1000 мм, толщина стали 0,29-0,35 мм, удельные потери при магнитной индукции 1,7 Тл и частоте электрического тока 50 Гц располагаются в диапазоне 1,2-1,4 Вт/кг. Создание конструкций магнитопровода из рулонной электротехнической стали позволило значительно снизить потери XX, а также создать прогрессивные конкурентоспособные конструкции магнитопроводов с улучшенными характеристиками XX. Магнитопроводы трансформаторов до 1000 кВ
·А включительно (I и II габаритов) имеют как планарную, так и пространственную (витую или стыкованную) конструкцию. Переход от магнитопровода шихтованной конструкции к пространственной витой позволил снизить потери XX трансформатора на 25 % и уменьшить массу активной стали трансформатора (магнитопровода) на 12 %. Магнитопроводы трансформаторов III габарита и выше имеют планарную конструкцию с комбинированным или косым стыком в местах сопряжения стержней и ярм. Стяжка стержней магнитопровода производится стеклобандажами. Прессовка ярм производится ярмовыми балками, стягиваемыми металлическими полубандажами, которые изолированы относительно балок для исключения замкнутого контура, приводящего к появлению недопустимых циркулирующих токов. Нижние и верхние балки ярм также изолированы и связаны металлическими пластинами, рассчитанными на вес активной части с обмотками в запрессованном состоянии. У мощных трансформаторов нижние ярмовые балки имеют шунты (пакеты из трансформаторной стали) для экранирования потока рассеяния.
Обмотки и изоляционная конструкция. В зависимости от габарита трансформаторов применяются различные по конструкции обмотки. Для обмоток мощных трансформаторов, как правило, применяют обмоточный провод прямоугольного поперечного сечения с бумажной изоляцией. При больших токах применяются подразделенный провод, состоящий из нескольких параллельно расположенных ветвей, и траспонированный провод, т.е. многожильный (до 36 жил с собственной изоляцией) провод с перекладкой отдельных жил. Для многослойных обмоток трансформаторов I и II габаритов используют провод круглого сечения разного диаметра.
В трансформаторах больших мощностей применяются обмотки следующих типов:
непрерывная, состоящая из ряда секций (катушек) с каналами между ними; в каждой секции - по нескольку витков, намотанных в виде спирали один на другой. Такие обмотки имеют большую торцевую опорную поверхность и, следовательно, большую в сравнении с другими типами обмоток стойкость к электродинамическим воздействиям от токов КЗ. Большинство непрерывных обмоток наматывают без паек между отдельными катушками благодаря технологической операции по перекладке проводов в каждой четной по счету катушке. Непрерывные обмотки без паек широко применяют в трансформаторах класса напряжения 110кВ в качестве обмоток ВН, СН, НН, а также в трансформаторах и автотрансформаторах 220 кВ и выше в качестве обмоток СН и ВН;
переплетенная для трансформаторов 500 кВ и выше. Конструкция такой обмотки лучше обеспечивает требуемый уровень импульсной прочности изоляции обмоток. Входная зона (линейного конца обмотки) благодаря переплетению витков, т.е. благоприятному распределению импульсных напряжений не имеет экранирующих витков и дополнительной изоляции дисковых входных катушек. Однако такой тип обмотки требует применения обмоточных проводов с высоким качеством поверхности или усиления витковой изоляции. Кроме того, в течение длительной работы трансформатора не должно быть искажения геометрии каналов (что возможно из-за усадки некачественного электрокартона), так как в результате искажения распределения емкостей между катушками ухудшается импульсная прочность изоляции во входной зоне обмотки;
винтовая для обмоток НН, состоящая из ряда витков, наматываемых по винтовой линии, с масляными каналами между рядами. Каждый виток имеет несколько параллельных проводов, укладываемых вплотную в радиальном направлении. Такие обмотки могут быть как одноходовые, так и многоходовые. Отдельные хода (ветви обмоток) соединяются параллельно. Параллельные провода располагаются на различном расстоянии от оси обмотки, и поэтому длина и положение их относительно магнитного поля различны. Это может привести к возникновению уравнительных токов. Устранение этого явления достигается транспозицией (поочередной переменой места) проводов витка или применением транспонированного провода, хотя обмотка из транспонированного провода, как уже указано, несколько уступает по электродинамической стойкости такой же обмотке, но изготовленной из подразделенного провода. Однако применение транспонированного провода позволяет значительно снизить тепловые потери от вихревых токов в крайних витках и упрощает конструкции обмотки.

Рис. 4. Схемы обмоток:
а - обмотка без регулировочных ответвлений с вводом на конце; б - обмотка без регулирования ответвлений с вводом посредине; в - прямая схема с регулировочными ответвлениями посредине (трансформатор с переключением ответвлений типа ПБВ); г - прямая схема с регулировочными ответвлениями на 1/4 и 3/4 высоты обмотки (трансформаторы с ПБВ) и с вводом посредине; д - оборотная схема с регулировочными ответвлениями (трансформаторы с РПН) в нейтрали и вводом на конце; е - прямая схема с ответвлениями РПН
Схемы обмоток отличаются большим разнообразием (рис. 4). Применение той или иной схемы зависит от диапазона регулирования и номинальной мощности трансформатора, а также от некоторых других факторов. Например, при одном и том же диапазоне изменения коэффициента трансформации ± 5 % при номинальной мощности примерно до 10 MB
·A применяют более простую схему с ответвлениями на середине высоты обмотки по рис. 4, в, а при большей мощности - схему по рис. 4, г. Это объясняется стремлением конструктора уменьшить осевые силы при КЗ, которые зависят от степени неравномерности обмотки. При ответвлениях по рис. 4, в неравномерность больше, поэтому эту схему применяют для меньшей мощности, а схему по рис. 4, г - при большей мощности.
Изоляция обмоток трансформаторов подразделяется на продольную и главную. Продольная - это изоляция между отдельными элементами данной обмотки (витками, катушками, слоями). Главная - это изоляция между обмотками разных фаз, а также обмоток относительно заземленных частей. Эта изоляция, как и вся изоляция обмоток в целом, в процессе работы подвергается электрическим воздействиям (рабочего напряжения, коммутационных и атмосферных перенапряжений), механическим воздействиям от токов КЗ, тепловым - в основном от нагрева проводов током нагрузки, химическим - вследствие происходящих в трансформаторе химических процессов, вызванных окислением масла и появлением посторонних примесей.
Электрическая прочность изоляции определяется прочностью масляных промежутков и диэлектрическими свойствами изоляционных барьеров (цилиндров, угловых шайб), расположенных в определенной последовательности.
Цилиндры, расположенные между обмоткой и стержнем магнитопровода и между обмотками, выполняются из нескольких слоев тонкого электроизоляционного картона и устанавливаются на изоляционные детали нижней ярмовой изоляции. Ярмовая изоляция является изоляционным барьером между обмотками, нижним ярмом и ярмовой балкой, а также между выводным концом обмотки и полкой ярмовой балки. Перегородки между внешней обмоткой ВН и баком также выполняются электрокартонным цилиндром, опирающимся на выступы прокладок ярмовой изоляции. Междуфазные перегородки в трехфазных трансформаторах выполняются на всю высоту обмотки или располагаются в зоне обмотки, где имеется наибольшая разность потенциалов между ближайшими точками обмоток разных фаз.
Для создания масляных каналов между секциями обмотки устанавливаются прокладки, имеющие крепление (фасонный вырез) с продольными рейками. Монолитность обмотки достигается прижатием витков друг к другу и к изоляционным деталям, разделяющим их. За счет трения создается достаточное сопротивление сдвигу как в осевом, так и в радиальном направлении, и тем самым обмотка может противостоять электродинамическим воздействиям, возникающим при КЗ.
В современных конструкциях трансформаторов при установке обмоток на магнитопровод обмотки не расклинивают относительно магнитопровода. Расклинивание невозможно из-за крепления стержней магнитопровода стеклобандажами. Поэтому обмотки, как правило НН, имеют меньшую жесткость, чем при расклинивании их относительно магнитопровода.
В осевом направлении прессовка обмоток осуществляется прессующими винтами или домкратами, упирающимися в верхнюю ярмовую балку и прессующие кольца, передающие усилие прессовки на обмотку. Прессующие кольца у большинства трансформаторов выполняются из стали. Они имеют вырез, чтобы не было короткозамкнутого витка. Для снижения добавочных потерь кольца делают из маломагнитной или из рулонной трансформаторной стали с проклейкой и запечкой витков. В трансформаторах 110 кВ применяются прессующие кольца из специального изоляционного древесно-слоистого пластика.
Отводы располагаются внутри бака и обеспечивают соединение обмоток между собой с переключателями и вводами. В зависимости от класса напряжения обмоток в качестве отводов применяются круглый одножильный стержень, гибкий многожильный провод (типа БОТВ), а также шины прямоугольного сечения или трубы. Отводы обмоток НН большинства трансформаторов в месте присоединения к вводу имеют гибкий компенсатор (демпфер), который позволяет избежать поломки отвода из-за толчков при транспортировке трансформатора и др. Отводы крепятся через деревянные планки (буковые) с верхней и нижней ярмовыми балками. Схема соединения отводов зависит от конструкции и группы соединения обмоток, а также от способа регулирования напряжения. Отводы НН мощных трансформаторов выполняются жесткими плоскими шинами (или трубами), изолируются по всей длине для предупреждения перекрытия изоляции между отводами разных фаз. Отводы НН из труб имеют лучшее охлаждение за счет циркуляции масла внутри труб. Отводы ВН трансформаторов 220 кВ (и у некоторых трансформаторов 110 кВ) и выше, как правило, выполняются от середины обмотки ВН, имеющей две половины обмотки, соединенные параллельно ("ввод в середину высоты", рис. 4, б). Вводы предназначены для присоединения обмоток к сборным шинам подстанции. Ввод состоит из трех основных элементов:
токоведущей части (в виде стержня или кабеля); к ее нижнему концу, находящемуся в масле в баке трансформатора, присоединяют соответствующий отвод, соединенный с обмоткой, к ее верхнему концу, находящемуся в воздухе, присоединяют ошиновку;
металлического фланца, служащего для крепления к крышке бака;
фарфорового изолятора, представляющего собой основу изоляционной конструкции ввода. В такой конструкции присоединение ввода к отводу обмотки производится через люки в баке трансформатора, что не вполне удобно. В этом отношении более удобны так называемые "съемные вводы", так как их установку, так же как и снятие с бака трансформатора, можно производить, не имея люков в баке. Масло, заполняющее внутреннюю полость вводов напряжением до 35 кВ включительно, сообщается с маслом трансформатора.
Маслонаполненные вводы 110 кВ и выше (кроме вводов с твердой изоляцией) имеют собственный объем масла, который не сообщается с маслом в баке трансформатора. Такие вводы имеют внутреннюю довольно сложную бумажно-масляную или маслобарьерную в старых конструкциях изоляцию. Верхняя и нижняя фарфоровые покрышки, стянутые втулкой, образуют изолированный объем масла и обеспечивают внешнюю изоляцию. Вводы 110 кВ изготовляют также с твердой изоляцией. Для компенсации температурных изменений у негерметичных вводов применяется расширитель с указателем уровня масла, а у герметичных вводов - компенсирующее сильфонное устройство, помещенное в верхней части ввода или же в отдельном выносном баке, соединенном трубкой с вводом. Давление во внутренней полости герметичных вводов контролируется манометром. Расширители негерметичных вводов имеют воздухоосушители с масляным затвором.
Трансформаторы тока предназначены для возможности измерения обычными приборами больших токов, протекающих в обмотках трансформаторов. При напряжениях до 35 кВ включительно трансформаторы тока обычно встраиваются отводы соответствующей обмотки, а при напряжении 110 кВ и выше их устанавливают внутри ввода. В большинстве случаев вводы на напряжение 110 кВ и выше (рис. 5, 6) устанавливают не непосредственно на крышке бака, а на промежуточный цилиндрический фланец (адаптер). Трансформаторы тока размещаются в этом же цилиндрическом фланце.

Рис. 5. Негерметичный маслонаполненный ввод:
а - общий вид; б - измерительный вывод для вводов без приспособления для измерения напряжения (ПИН); в - то же для вводов с ПИН; 1 - центральный стержень - труба; 2 - изоляционный остов; 3 - втулка соединительная; фарфоровые покрышки; 5 - расширитель с гидравлическим затвором; 6 -маслоуказатель; 7 - контактный зажим; 8 - экран нижний; 9 - экран механического крепления; 10 - воздухоосушитель; 11 - проводник заземляющей обкладки; 12 - вывод для измерительной обкладки (выводится в коробку измерительного вывода); 13 - вывод от заземляемой обкладки (присоединяется к соединительной втулке)

Рис. 6. Герметичный маслонаполненный ввод:
1 - зажим контактный; 2 покрышка верхняя; 3 косынка грузовая; 4 вентиль; 5 втулка соединительная; 6 трубопровод; 7 манометр; 8 бак давления; 9 коробка измерительного вывода; 10 - пробка для выпуска воздуха из трансформатора; 11 газоотводный патрубок; 12 покрышка нижняя; 13 нижний экран

Рис. 7. Схема переключателя барабанного типа П-6 для трансформаторов с ПБВ
Переключающие устройства обеспечивают изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений обмотки для поддержания необходимого уровня напряжения у потребителей, а также в самих электрических сетях высокого (до 220 кВ) и сверхвысокого (330-750 кВ) напряжений. Существуют два вида переключения ответвлений:
переключение без возбуждения (ПБВ) - при отключении всех обмоток от сети, т.е. с прекращением электроснабжения всех потребителей, питаемых от данного трансформатора. Такие переключения производят редко. В отечественных трансформаторах диапазон ПБВ всегда равен ± 5 %;
регулирование под нагрузкой (РПН), т.е. без отключения от сети и без перерыва электроснабжения. Такие переключения могут производиться часто в соответствии с изменением нагрузки и подведенного напряжения в течение года и суток. В отечественных трансформаторах общего назначения диапазон РПН обычно равен ± 9 или ± 12 %, а в серии трансформаторов 110 кВ ± 16 %. В преобразовательных и электропечных трансформаторах диапазон часто бывает значительно больше.
В соответствии с двумя видами переключения ответвлений сами переключатели тоже называют переключателями ПБВ или РПН.
Основными элементами устройства ПБВ являются система неподвижных контактов, соединенных с соответствующими регулировочными ответвлениями обмотки, и система подвижных контактов, соединяющих последовательно те или иные неподвижные контакты. Примером устройства ПБВ является распространенный отечественный однофазный переключатель барабанного типа П-6 (рис. 7). Управление переключателем осуществляется ручным приводом, расположенным на крышке бака. Вал привода с помощью штанги связан с коленчатым валом переключателя. Переключатель типа П-6 обеспечивает регулирование в пределах пяти положений. Наряду с переключателями барабанного типа применяются переключатели реечного типа с ламельными контактами.
В устройстве регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) различают следующие основные части:
контактор, обеспечивающий переход на подготовленное избирателем рабочее положение без разрыва токовой цепи и гашение при этом электрической дуги;
избиратель, подготавливающий необходимое рабочее положение; некоторые конструкции устройств РПН помимо избирателя имеют и предызбиратель;
приводной механизм, обеспечивающий переключение контактора и избирателя;
токоограничивающее сопротивление, предназначенное для уменьшения циркулирующего тока, который возникает в процессе переключения. В РПН трансформаторов ранних выпусков для этой цели применялось индуктивное сопротивление, представляющее собой реактор, в РПН трансформаторов поздних выпусков - активное сопротивление, т.е. резистор.

Рис. 8. Схемы регулирования напряжения автотрансформатора:
а - положение витков обмотки ВН, при котором индукция наибольшая (Bmax); б - положение переключателя, при котором индукция наименьшая (Вmin); в - регулирование с помощью регулировочного трансформатора; г -регулирование без реверсирования; д, e - регулирование с реверсированием
Устройства РПН, имеющие индуктивное сопротивление, называются реакторными устройствами (наиболее распространенные типы таких устройств - РНТ-9, РНТ-13). Устройства РПН, имеющие активное сопротивление, называются резисторными устройствами или быстродействующими. На отечественных трансформаторах применяют отечественные устройства РПН, например ЗРНОА, РНОА, и импортные, изготовляемые Болгарией (типы РС-3, РС-4 и РС-9) и Германией (типы SDV, SCV и SAV).
Контакторы, применяемые в отечественной практике, выполняют с разрывом дуги в масле, воздухе, газе, вакууме или без разрыва дуги с использованием полупроводников. В силовых трансформаторах в большинстве случаев применяют контакторы с разрывом дуги в масле.

Рис. 9. Последовательность работы переключателя устройства РПН реакторного
типа:
П1 и П2 – переключатели; K1 и К2 - контакторы; Д - реактор; О - обмотка трансформатора с регулировочными ответвлениями 1, 2 и т.д.; I - ток нагрузки; Iц - циркулирующий ток
Трансформаторы с РПН имеют одну из трех основных схем регулирования: без реверсирования (рис. 8, а и б), с реверсированием с использованием грубой ступени (рис. 8, в), а также с реверсированием и подключением грубой ступени предызбирателем (рис. 8, г-е). Схема регулирования без реверсирования несложна. В схеме с реверсированием диапазон регулирования увеличивается за счет двукратного обхода всех ступеней регулировочной обмотки (РО), т.е. сначала при согласном, а затем при встречном включении витков РО и основной части обмотки. При наличии грубой ступени предызбиратель используют для ее подключения или отключения.
Последовательность работы переключающегося устройства реакторного типа представлена на рис. 9, где показаны участок обмотки РО с регулировочными ответвлениями 1, 2 (остальные ответвления не показаны), переключатели П1 иП2, контакторы К1 и К2 и реактор L. На рис. 9, а все элементы устройств находятся в рабочем состоянии - переключатель на ответвлении 2. При этом через каждый переключатель и контактор, а также по каждой половине обмотки реактора протекает половина нагрузочного тока трансформатора. Так как ветви (плечи) реактора имеют разное направление намотки (левое и правое), то магнитные поля ветвей реактора взаимно уравновешиваются и результирующая индуктивность реактора при этом близка к нулю. При переводе с ответвления 2 на 1 совершается полный цикл перехода, который состоит из шести отдельных операций, производимых в следующей последовательности. Сначала отключается контактор К1 (рис. 9, б), и тем самым обесточивается цепь переключателя П1 при этом через переключатель П2 и контактор К2 временно протекает полный ток нагрузки. Затем обесточенный переключатель П1 переходит из положения 2 в положение 1. Далее снова включается контактор К1 (рис. 9, в). Это положение называется положением "мост". В этом положении по замкнутому контуру, образованному участком обмотки, переключателями и реактором, протекает циркулирующий ток Iц. Реактор в положении "мост" ограничивает циркулирующий ток, т.е. исключает перегрузки обмотки, переключателя и контакторов. Далее производится отключение контактора К2 (рис. 9, г) с обесточиванием цепи переключателя П2, после чего переключатель переходит в положение 1. Во время этих двух операций весь нагрузочный ток протекает через переключатель П2 и контактор К1. Завершается весь цикл включением контактора К2 (рис. 9, д). Все описанные операции производятся последовательно с помощью привода, снабженного электродвигателем (возможно переключение вручную). Поскольку реактор рассчитан на длительное протекание тока нагрузки, то в устройствах РПН реакторного типа не требуется высокое быстродействие механизма. По той же причине возможна работа переключателя в положении "мост", которое также является рабочим положением и позволяет увеличить число ступеней регулирования.
Резисторные устройства РПН снабжены контакторами с пружинным переключающим механизмом быстро опрокидывающего (тумблерного) типа. По кинематической схеме контакторы устройств производства Германии - рычажные, а производства Болгарии - роторные. Последовательность работы контактов контактора быстродействующих устройств РПН показана на рис. 10. В положении "мост" (рис. 10, г) ток нагрузки, проходит по двум параллельным ветвям, и два соседних ответвления обмоток РО оказываются кратковременно замкнутыми через токоограничивающее сопротивление (резисторы). При этом возникает циркулирующий ток, значение которого в рабочем режиме определяется напряжением ступени регулирования и сопротивлением токоограничивающего резистора. По этой схеме работают все устройства РПН производства Германии. Характерным для этой схемы является то, что главные контакты не участвуют в коммутации тока.

Рис. 10. Последовательность работы контактов быстродействующих устройств РПН в процессе переключения с нечетной ступени на четную ступень:
а - исходное положение; б-д - промежуточные положения; е - конечное положение; 1, 2 - положения контактов устройств при переключении; К1-К4 - контакты контактора; П1, П2 - контакты избирателя; R1, R2 - резисторы токоограничивающие.
На рис. 11 показан пример последовательности работы быстродействующего контактора.
В переключающих РПН производства Болгарии отсутствуют вспомогательные контакты, поэтому главные контакты коммутируют ток, обусловленный падением напряжения на токоограничивающем резисторе. Схемы контакторов различны в зависимости от номинального тока. Все контакторы производства Германии с номинальным током более 400 А имеют сдвоенные дугогасительные и главные контакты. Главные контакты выполнены розеточными. Для контакторов на токи более 800 А (переключающие устройства типа SCV1 на токи соответственно 1100, 1250 и 1600 А) в цепи контакторов включены делители тока, облегчающие условия работы контактов при отключении тока, обусловленного падением напряжения на токоограничивающих сопротивлениях. На однофазных переключающих устройствах типа SAV1 на 1600 А применены сдвоенный контактор и делитель тока, предназначенный для выравнивания токи между контакторами во время коммутаций.

Рис. 11. Последовательность работы контактов контакторов типа КНОА:
а - ж - положения контактов при переключении; К1г, К1в, К1д - соответственно главные, вспомогательные и дугогасящие контакты нечетного плеча; К2г, К2в, К2д - соответственно главные, вспомогательные и дугогасящие контакты четного плеча; R - токоограничивающий резистор
Контактор переключающих устройств типа PC выполнен без вспомогательных контактов, причем дугогасительные контакты замыкаются только во время переключения. Устройства типа PC выпускаются как в трехфазном, так и в однофазном исполнениях. Переключающие устройства РПН снабжены струйными реле (VRF-25/10 производства Германии и RS-1000 производства Болгарии) и предназначены для своевременного предотвращения развития аварии при повреждении контакторов. В отличие от газового струйное реле не работает при утечке масла и заполнении корпуса реле воздухом или газом. Струйное реле, располагаемое между баком контактора и расширителем срабатывает при заданной скорости струи масла (в пределах 0,9-2,5 м/с в зависимости от типа устройства РПН) в сторону расширителя.
С учетом особенностей быстродействующих устройств РПН на приводной механизм накладывается особая ответственность. Основными узлами приводного механизма являются электродвигатель, редуктор и электрическая схема управления с защитой и блокировкой. Механизм обеспечения переключения устройства РПН с фиксацией положения может управляться как автоматически, так и вручную. Переключение с помощью рукоятки используется, как правило, только при ремонте и наладке устройств РПН и его привода. В рабочем состоянии трансформатора ручной способ переключения не применяется, так как возможны неправильная фиксация положения переключающего устройства и недопустимая затяжка цикла переключения. Чтобы исключить такую возможность, при вставленной в привод рукоятке цепи электрического управления приводом разрываются. При температуре ниже -20 °С возрастает вязкость масла, а вместе с тем и увеличивается сопротивление движению в кинематической схеме контактора. Поэтому для предупреждения повреждения предусматривается блокировка в цепи электрического управления. Внедрение арктического масла с температурой застывания -60 °С обеспечит работу устройств при низких температурах.
Технические данные переключающих устройств и приводов устройств РПН приведены в табл. 1 и 2.
Бак, расширитель и охлаждающее устройство. Бак масляного трансформатора представляет собой резервуар для масла, внутри которого устанавливается активная часть трансформатора. Бак является также опорной конструкцией, на которой устанавливаются все основные узлы трансформатора (навесная система охлаждения, вводы совместно с трансформаторами тока, устройства регулирования напряжения, расширитель и т.д.). Форма и размеры баков в плане и по высоте определяются конфигурацией и размерами активной части трансформатора с учетом необходимости размещения вводов, переключателей, отводов и др. Требования к транспортабельности также значительно влияют на форму баков, так как вместе с транспортером он должен вписываться в соответствующий железнодорожный габарит. В целях максимального снижения грузоподъемности подъемных средств на подстанции современная конструкция бака в зависимости от веса активной части предусматривает для ее выемки верхний или нижний разъем бака. При нижнем разъеме (как правило, у мощных трансформаторов) нет необходимости поднимать для осмотра активную часть. Для производства ремонтных работ на активной части достаточно поднять верхнюю съемную часть (колокол), вес которой не превышает 10-15 % полного веса трансформатора. Уплотнение разъема обеспечивается резиновыми прокладкам (одной или двумя параллельно расположенными прокладками). Нажатие уплотнения достигается болтовым соединением.
Таблица 1. Технические данные переключающих устройств
Тип
Номинальный ток, А
Класс изоляции, кВ
Максимальное число положений
Количество фаз
Тип привода
Исполнение*
Крутящий момент на валу, Н
·м
Масса РПН без масла, кг
Масса масла в контакторе, кг

РНТ–9–100/35
100
35
17
3
МА-2
н
-
209
-

РНТ-13-625/35
625
35
17
3
ПДП-4У
п
-
1050
200

РНТ-18-1200/35
1200
35
23
3
МП-4
п
-
1646
1250

РНТ-20-625/35
625
35
23
3
МА-1
п
-
1300
390

РНТА-35/320
320
35
18
3
ПДП-4У
п
45
930
160

РНОА-35/1000
1000
35
40
1
ПДП-4У
н
147
3900
230

РННА-110/1000
1000
110
15
1
ПДП-4У
п
147
1000
300

ЗРОНА-110/1000
1000
110
12
3
ПДП-4У
н
147
2033
150

РНОА-110/1000
1000
110
40
1
ПДП-4У
п
156
1600
400

РНОА-110/1250
1250
110
12
1
ПДП-4У
п
117
933
235

РНОА-220/1250
1250
220
16
1
ПДП-4У
п
245
1063
317

РНОА-220/2000
2000
220
16
1
ПДП-4У
п
294
1530
600

SCV1-1000
1100
41
19
3
ЕМ-1
н
117
3750
250

SCV1-1000
1100
41
19
1
ЕМ-1
п
117
840
250

SDV1-630
630
41
19
3
ЕМ-1
п
98
980
150

SDV1-1250
1250
41
19
3
ЕМ-1
п
98
1400
480

SAV1-1600
1600
220
13
1
ЕМ-1
п
98
1100
300

PC-4
400
35
17
3
МЗ-2
п
24,5
470
150

PC-3
400
35
19
3
МЗ-2
п
25
500
200

PC-4
200
35
19
3
МЗ-2
п
24
295
130

PC-4
200
35
27
3
МЗ-4
п
24
295
130

PC-4
400
35
19
3
МЗ-4
п
24
295
130

PC-4
400
150
19
1
И3-4
п
24
235
173

PC-4
630
35
19
3
МЗ-4
п
24
285
130

PC-9
200
35
19
3
МЗ-4
п
24
285
140

PC-9
400
35
19
3
МЗ-4
п
24
285
100

PC-9
630
35
19
3
МЗ-4
п
24
285
100

Примечания
* н - навесное исполнение; п - погружное исполнение.
Примечания: 1. Для расширения регулирования все избиратели в таблице РПН, кроме РНТ-9-100/35, РНТ-13-625/35, РНОА-110/1000 и S AV1-1600, оборудуются предызбирателями.
2. Устройства типа РНТ имеют индуктивное токоограничивающее сопротивление, остальные - активное. Масса РПН приводится без учета массы реактора.
3. Устройства навесного исполнения установлены в собственном навесном баке, а погружного исполнения погружены в один бак с активной частью транс форматора.
Таблица. 2. Технические данные приводов устройств РПН
№ п/п.
Тип
Мощность электродвигателя, кВт
Вид редуктора
Количество положений
Число оборотов рукоятки на одно переключение
Число оборотов выходного вала на одно переключение
Время переключения на одно положение, с
Масса, кг
Длина х ширина х высота, мм

1
ПДП-4У
0,8
Червячный
9 – 43
15,5
0,5; 1
10; 3
225
755х915х530

2
МА-1
0,4
Шестеренчатый
6 – 90
2; 4
0,5; 1
3
200
655х800х445

3
МА-2
0,27

9
1
0,1
1
183
800х730х600

4
МП-4
1

22
8
1
3
450
1030х840х896

5
МЗ-2
1,1
Планетарный
1 – 38
12
33
5, 6
120
890х660х328

6
ЕМ-1
0,6
Редукторный двигатель
1 - 35
15
6
5, 7
140
1155х578х352

Примечание. В редукторах пп. 1 - 4 применяется смазка ЦИАТИМ-201 или ГОИ-54, п. 5, 6 - масло веретенное.
Для передвижения в пределах подстанции по железно дорожным рельсам как в продольном, так и в поперечном направлениях трансформаторы имеют переставные катки. На баке предусмотрены приспособления для подъема его краном или домкратами в полностью собранном и залитом маслом состоянии, для стягивания на шпальную клеть, а также подъема отдельно верхней части. В конструкциях с нижним разъемом бака необходимо перед зaчaливaниeм (строповкой) трансформатора убедиться в том, что конкретные приспособления рассчитаны на подъем полностью собранного трансформатора.
На стенке бака располагаются шкафы зажимов и шкафы управления системы охлаждения, к которым подводят кабели от контрольной и измерительной аппаратуры, а также щита управления. На баке мощных трансформаторов предусмотрены краны для заливки масла и присоединения маслоочистительной установки, присоединения вакуум-насоса, слива остатков масла (специальная пробка на дне бака), слива масла из трансформатора и маслоочистительной установки, взятия пробы масла на анализ.
Все масляные краны и пробки должны иметь приспособления для пломбирования. На баке сложной конфигурации имеются упоры, позволяющие стоять на крышке, а также пластины для закрепления приспособлений для выполнения монтажных и ремонтных работ. Кроме того, имеются люки для проверки правильности установки вводов 220 кВ и выше, а также патрубки для присоединения охладителей системы охлаждения и термосифонных фильтров.
Чтобы зафиксировать положение активной части в баке и предупредить ее смещение при перемещении трансформатора, к дну бака с внутренней стороны приваривают шипы, которые при погружении активной части в бак входят в отверстия в нижних полках ярмовых балок, не касаясь их, при этом правильность установки активной части контролируется по зазору между боковыми направляющими бака и верхними ярмовыми балками. Между ярмовой балкой и днищем бака прокладывают полосы из электроизоляционного картона. Для снижения добавочных потерь и нагревов элементов конструкции от магнитного потока рассеяния на стенках бака в зоне приближения обмоток устанавливаются магнитные шунты (экраны).
Механическая прочность бака позволяет транспортировать активную часть в баке, залитом маслом, на площадочном железнодорожном транспортере, автотрейлере или морским транспортом, а также создавать полный вакуум (у мощных трансформаторов) или допустимое избыточное давление. Наиболее крупные трансформаторы перевозят на сочлененном транспортере, для чего баки их имеют мощные горизонтальные рамы жесткости.
Расширитель представляет собой резервуар определенного объема (около 10 % объема масла трансформатора), служащий для компенсации температурных изменений масла при работе трансформатора и обеспечения постоянного заполнения бака трансформатора маслом при любых температурных изменениях окружающего воздуха и нагрузках. При повышении температуры и увеличении объема избыток масла поступает в расширитель по маслопроводу, соединяющему расширитель с баком. При понижении температуры и уменьшении объема масло переходит из расширителя в бак.
Расширитель обеспечивает сокращение площади соприкосновения поверхности масла с воздухом, в результате чего масло меньше окисляется, тем более что в расширителе температура масла ниже, чем в верхней части бака. В ряде конструкций расширитель снабжен воздухоосушителем, который имеет гидрозатвор, заполненный силикагелем. Воздух, засасываемый в расширитель, проходит через воздухоосушитель, освобождаясь от влаги и механических примесей. Контроль состояния силикагеля производится визуально через смотровое окно в верхней части воздухоосушителя. В этой зоне помещается патрон с индикаторным силикагелем, пропитанным хлористым кобальтом, придающим силикагелю характерную голубую окраску. Появление в индикаторном силикагеле зерен розового цвета свидетельствует о насыщении силикагеля влагой (его срабатывании) и необходимости его замены. При замене силикагеля одновременно заменяется и масло в гидрозатворе. В конструкции расширителя, имеющего воздухоосушитель, предусматривается грязевик, предохраняющий попадание осадков в бак трансформатора (причина осадков - окисление масла при воздействии кислорода воздуха). Контроль уровня масла в расширителе осуществляется с помощью маслоуказателя.
Для исключения прямого соприкосновения масла с атмосферным воздухом расширители (как правило, мощных трансформаторов) имеют пленочную или азотную защиту. Пленочная защита обеспечивает полную герметизацию трансформатора благодаря установке внутрь расширителя специальной эластичной оболочки - пленки из маслостойкой прорезиненной ткани. Внутренняя полость оболочки связана с окружающим воздухом через воздухоосушитель. При температурных колебаниях объема масла одновременно изменяется объем оболочки, при этом через воздухоосушитель засасывается или вытесняется атмосфер воздух. Наличие воздухоосушителя исключает появление конденсата во внутренней полости оболочки. Уровень масла в расширителе определяется по стрелочному маслоуказателю, рычаг которого опирается на внутреннюю поверхность оболочки, прилегающей к поверхности масла.
Азотная защита также обеспечивает полную герметизацию трансформатора от окружающего воздуха. Эта защита более трудоемка в эксплуатации и в настоящее время во вновь изготовляемых трансформаторах не применяется, а в эксплуатируемых заменяется при модернизации трансформаторов на пленочную защиту. При азотной защите надмасляное пространство расширителя соединяется газопроводом с выносной эластичной емкостью (одна - две оболочки) из прорезиненной ткани и заполняется сухим азотом. Температурные колебания масла в расширителе вызывают изменение объема эластичных оболочек. Эластичные оболочки в целях исключения повреждений помещены в шкафах (при необходимости с подогревом). В шкафу также размещают осушитель, предназначенный для осушки надмасленного пространства расширителя. Осушитель, расположенный между расширителем и оболочками, способен поглощать влагу при движении азота как со стороны расширителя, так и со стороны оболочек (в случае их разгерметизации). При замене поврежденных оболочек допускается кратковременная работа трансформатора с осушителем. Этот вспомогательный осушитель не имеет масляного гидрозатвора. В процессе эксплуатации в системе азотной защиты поддерживается избыточное давление.
Адсорбционные и термосифонные фильтры обеспечивают постоянную регенерацию (восстановление) масла в процессе работы трансформатора. При регенерации масла сорбент фильтра поглощает влагу, шлам, кислоты и другие соединения, образующиеся при старении масла. Если в системах охлаждения типов М и Д циркуляция масла в фильтре происходит только за счет разности плотностей нагретого и охлажденного масла, то для повышения эффективности процесса регенерации в системах охлаждения ДЦ и Ц движение масла через фильтр происходит принудительно с помощью маслонасосов. Фильтр представляет собой цилиндр, заполненный сорбентом. Количество сорбента (крупнопористого силикагеля марки КСК) в фильтре составляет около 0,8-1 % массы масла в трансформаторе. Двумя патрубками, расположенными соответственно в верхней и нижней частях, фильтры подсоединяются к баку или к системе охлаждения трансформатора. В конструкции фильтра предусматривается верхняя пробка для выпуска воздуха при заполнении фильтра маслом и нижняя пробка для спуска масла при замене силикагеля. Чтобы исключить проникновение сорбента во внутрь бака трансформатора, фильтр имеет в верхней и нижней частях защитные сетки. Кроме того, в связи с большей подвижностью масла в адсорбционных фильтрах в верхней части помимо сетки помещается войлочное уплотнение.
Охлаждающие устройства предназначены для отвода тепла, выделяющегося в трансформаторе при его работе, в окружающую среду. Без таких устройств невозможна длительная работа трансформатора, так как бумажная изоляция подвержена износу (старению) при недопустимом превышении температуры. Если в трансформаторах малой мощности (I и II габаритов) для отвода тепла достаточен гладкий бак или бак с трубчатыми радиаторами, то для отвода тепла трансформаторов средних или больших мощностей требуется сложная система охлаждения.
Циркуляция масла в трансформаторе может быть естественной или принудительной. При естественном охлаждении масло, нагреваясь от обмоток и магнитопровода, поднимается и растекается под крышкой по направлению к стенкам бака, а затем, соприкасаясь со стенками бака и отдавая им тепло, поступает в нижнюю часть бака трансформатора. Для отвода значительного количества тепла, выделяющегося в трансформаторах большой мощности, требуется повышение эффективности работы системы охлаждения, так как с ростом мощности количество тепла, выделяемого в трансформаторах, растет быстрее, чем поверхность бака и крышки. Поэтому эффективный теплосъем возможен только благодаря принудительной циркуляции охлаждающих сред (воздуха, масла и воды). Движение охлаждающих сред достигается с помощью вентиляторов (движение воздуха), маслонасосов (движение масла) и водяных насосов (установленных в системе централизованного водоснабжения). С помощью маслонасосов горячее масло отсасывается из верхней части бака и после охлаждения в системе охлаждения подается в нижнюю часть бака.
В трансформаторах III габарита и выше по мере роста мощности применяют следующие системы охлаждения: естественное масляное охлаждение типа М радиаторами, установленными в большинстве случаев на стенке бака, с естественной циркуляцией масла; масляно-дутьевое охлаждение типа Д радиаторами, установленными на стенке бака и обдуваемыми вентиляторами, при естественной циркуляции масла; масляно-дутьевое охлаждение охладителями, установленными на баке и обдуваемыми мощными вентиляторами, с принудительной циркуляцией масла, создаваемой масляными насосами (типа ДЦ); масляно-водяное охлаждение отдельно установленными колонками, в которых масло охлаждается водой, с циркуляцией масла, создаваемой масляными насосами (типа Ц). Основными комплектующими узлами таких систем охлаждения являются маслонасос, маслоохладитель, вентилятор (отсутствует в случае водяного охлаждения) и адсорбер.
Маслоохладители могут навешиваться на стенку бака или располагаться вблизи трансформатора, объединенными в группы (типа ГОУ) на собственном фундаменте. Как правило, систему охлаждения типа ГОУ используют в тех случаях, когда охладители не могут расположиться на стенке бака трансформатора. Система ГОУ связана двумя маслопроводами с баком трансформатора. При навесной системе вибрация работающих насосов и вентиляторов передается на стенку бака. Поэтому у трансформаторов раннего выпуска, имеющих быстроходные вентиляторы (1500 об/мин), вибрация настолько усиливалась, что были случаи нарушения сварных швов и это приводило к течи масла из бака и к отключению трансформатора. В современных конструкциях применяются тихоходные вентиляторы (750 об/мин), и поэтому нет опасности повреждения сварных мест на баке трансформатора. Подача масла от охладителей производится, как правило, в промежуток между стенкой бака и активной частью. Однако в ряде конструкций для повышения эффективности теплосъема и тем самым исключения перегревов отдельных элементов активной части масло подается направленно в обмотку. В этом случае в нижней части трансформатора (бака) маслосистема связана бакелитовым патрубком с нижней ярмовой изоляцией обмотки. Такая система циркуляции масла более эффективна, но вместе с тем при этом резко возрастает степень опасности перегревов при внезапном аварийном прекращении движения масла. При такой конструкции при прекращении движения масла трансформатор нести нагрузку не может. В противоположность направленной системе охлаждения трансформаторы с подачей масла в бак могут непродолжительно работать при прекращении движения масла. Такая система более надежна и в другом отношении - при повреждении маслонасосов продукты разложения масла и истирания подшипников не попадают непосредственно в обмотку и не перекрывают изоляционные промежутки, снижая прочность изоляции. Поэтому при разработке конструкции новых трансформаторов направленную систему циркуляции масла применяют в крайних случаях и обязательно вместе с экранированными маслонасосами и фильтром тонкой очистки.
3. Особенности выбора трансформаторов
Выбор силовых трансформаторов для конкретной электрической станции (или подстанции) производится с учетом ряда показателей энергообъекта, включая метеорологические условия, загрязненность окружающей среды, расположение над уровнем моря, сейсмические условия и др.
Как правило, трансформатор выбирают в трехфазном исполнении. Однако в ряде случаев транспортные ограничения вынуждают выбирать и устанавливать однофазные крупные трансформаторы.
Мощность трансформатора энергоблока пропорциональна мощности генератора с учетом коэффициента мощности и его нагрузочной способности.
Из условия надежности большинство понизительных (распределительных) подстанций имеют, как правило, два и более трансформаторов. На таких подстанциях в целях повышения эффективности использования трансформаторной мощности при проектировании принимают нормативный коэффициент максимальной нагрузки на расчетный период в зависимости от напряжения подстанций: ниже 110 кВ - 0,7 и более; 110 кВ - 0,7 или 0,8; свыше 110 кВ -0,7 и менее. Следовательно, в часы пика нагрузки на двухтрансформаторных подстанциях в случае повреждения одного из параллельно работающих трансформаторов второй работает в режиме перегрузки. Длительность и кратность перегрузки определяются нормативными документами, указанными в § 14.
Из условия обеспечения наибольшей эффективности, принимая во внимание график работы энергообъекта, у трансформаторов энергоблока электрических станций соотношение потерь холостого хода и короткого замыкания предусматривают при их конструировании равным около 1:2. Это же соотношение в трансформаторах, предназначенных для распределительных подстанций, равно 1:4 или 1:5.
Глава вторая
Транспортировка, хранение и монтаж трансформаторов
4. Подготовка трансформаторов к транспортировке
В течение срока службы трансформатор по ряду причин могут неоднократно перемещать при необходимости в пределах конкретной энергосистемы. Причинами снятия и транспортировки на другие подстанции являются замена трансформаторов на более мощные при изменении графика и при росте нагрузки подстанции, замена трансформаторов по режиму их работы из-за необходимости более глубокого регулирования напряжения (в этом случае трансформаторы с устройством ПБВ заменяют на трансформаторы с устройством РПН), реконструкция, модернизация и ремонт с заменой обмоток трансформаторов, производимых централизованно в условиях энергосистем или на заводах-изготовителях.
Перемещение трансформаторов в пределах действующей подстанции или электростанции производят в основном на собственных катках, а транспортировка за пределы подстанции - на железнодорожных платформах (транспортерах) различной конструкции или на автотрейлерах. В труднодоступных районах такелаж трансформаторов представляет собой сложную технологическую операцию. Транспортировка трансформатора до места установки является ответственной операцией и должна обеспечивать его сохранность. Конструкция трансформаторов, особенно мощных, должна учитывать условия перевозки. Значительная масса и габаритные размеры трансформаторов на напряжение 110 кВ и более не позволяют обеспечить их транспортировку в собранном виде, и поэтому они могут транспортироваться только в частично разобранном виде.
Большинство трансформаторов перевозят по железной дороге. Это накладывает определенные ограничения на транспортные вес и размеры трансформатора. Транспортный вес не должен превышать грузоподъемности железнодорожной платформы или транспортера, а размеры не должны выходить за очертания железнодорожного габарита. Для трансформаторов предельных мощностей и на сверхвысокое напряжение транспортные ограничения являются основными требованиями, определяющими конструкцию их активной части и бака. Трансформаторы на напряжение до 35 кВ, мощностью до 1,6 МВ
·А, имеющие систему охлаждения типа М, транспортируют полностью собранными и залитыми маслом, а трансформаторы мощностью 1,6 MB-А и более - с демонтированной системой охлаждения. Радиаторы и охладители, включая патрубки, отправляют, как правило, без дополнительной упаковки с закрытыми от попадания загрязнения и влаги заглушками с резиновыми уплотняющими прокладками. Остальные комплектующие детали системы охлаждения транспортируют упакованными в деревянных ящиках. Перед отправкой трансформаторов с завода или с места прежней установки на другое место установки необходимо снять с трансформатора все выступающие за очертания железнодорожного габарита комплектующие узлы и детали (вводы, установки трансформаторов тока, расширитель, выхлопную трубу, охладители и радиаторы, устройства РПН приставного типа и др.). Снятию подлежат также повреждаемые узлы и детали трансформатора (низковольтные вводы до 35 кВ при необходимости, газовое реле, термосигнализаторы). Если вводы НН не демонтируются, то их необходимо закрывать защитными колпаками. Адаптеры трансформаторов тока вводов должны быть закрыты заглушками с резиновыми прокладками и залиты маслом частично. После снятия всех выступающих комплектующих узлов и деталей подготавливают активную часть трансформатора к транспортировке в собственном баке. Эти технологические операции необходимо выполнять тщательно, чтобы предупредить возможные смещения активной части относительно бака в период транспортировки. Активную часть раскрепляют специальным устройством. Одновременно в баке закрепляют отводы, а также устанавливают и закрепляют бакелитовые цилиндры высоковольтных вводов при совместной транспортировке. Активную часть трансформаторов до 35 кВ раскрепляют в баке только в верхней части.
У мощных трансформаторов 110 кВ и более раскрепление производят в нижней части бака изнутри только в продольном направлении, а в верхней части - как в продольном, так и в поперечном направлениях. Доступ к домкратам, расположенным внутри бака, осуществляется через люки в крышке, но если домкраты проходят через стенку бака, то их снаружи герметизируют для исключения проточек масла. После подготовки активной части и бака трансформатора к транспортировке производят проверку бака на герметичность независимо от того, будет трансформатор транспортироваться с частично залитым маслом или без масла, но заполненным сухим воздухом или азотом. Перед проверкой на герметичность в бак помещают патрон с предварительно осушенным силикагелем. Патрон крепят к заглушке, устанавливаемой на одном из отверстий демонтированного ввода. Кроме того, в трансформаторы, транспортируемые с маслом, помещают образцы электрокартона, предназначенного для проверки влагосодержания масла в изоляции активной части. Герметичность трансформатора проверяют путем создания в баке избыточного давления масла, сухого азота или воздуха в зависимости от способа транспортировки трансформатора. Правильно подготовленный и проверенный на герметичность трансформатор обеспечивает сохранность характеристик изоляции в нормируемые сроки транспортировки, хранения и в период сборки, а в дальнейшем в период эксплуатации в соответствии с требованиями действующих инструкций по эксплуатации. Расширитель трансформаторов до 35 кВ, мощностью менее 10 MB
·А, транспортируемый вместе с трансформатором, должен иметь воздухоосушитель, заполненный сухим силикагелем, и гидравлический затвор. При отправке мощных трансформаторов, как правило, частично залитых маслом (до уровня 200-250 мм от верхней крышки), свободное пространство в баке заполняют сухим воздухом или азотом. Чтобы обеспечить сохранность изоляции и исключить проникновение в бак окружающего воздуха, в мощных трансформаторах (при сложных условиях транспортировки или длительном нахождении активной части в транспортировочном состоянии) азот в надмасленном пространстве находится до монтажа трансформатора под избыточным давлением не менее 15 кПа, созданным установкой постоянной подпитки. Если утечка из бака трансформатора не превышает установленного расхода, то запаса азота в установке достаточно на 30 сут. При удлинении срока хранения в особых случаях необходимо заменить баллоны установки. Перед применением новых баллонов с азотом необходимо удалить сконденсированную в них влагу. Для этого баллоны с азотом переворачивают вниз вентилем и после выдержки в таком состоянии в течение не менее 8 ч на несколько секунд приоткрывают вентиль до полного удаления воды, После замены баллонов необходимо проверить герметичность узлов соединения с трубопроводом и вентилей мыльным раствором.
Одновременно с подготовкой активной части к транспортировке также подготавливают к отправке комплектующие узлы согласно требованиям инструкций заводов-изготовителей. Расширитель, выхлопную трубу, термосифонные и адсорбционные фильтры, каретки, катки и другие металлические конструкции отправляют без упаковки, но фланцы должны быть закрыты крышками с уплотнительной резиной. Контрольно-измерительную аппаратуру, крепеж, контрольный кабель, запасные части и детали в зависимости от расстояния отгрузки следует предпочтительно отправлять, как и с завода-изготовителя, в деревянной упаковке.
5. Транспортировка, приемка, хранение и монтаж трансформаторов
При транспортировке трансформаторов на значительные расстояния, как правило, используют железнодорожный транспорт: платформы и специальные транспортеры различной грузоподъемности. Установку и крепление трансформатора на платформе производят согласно разработанной схеме погрузки и креплений, согласованной и утвержденной соответствующими органами МПС СССР.
Для обеспечения равномерной нагрузки на оси тележек, на площадочном транспортере размещают трансформатор таким образом, чтобы центры их тяжести были расположены на одной вертикальной оси. Отклонения не должны превышать допустимого для данного размера транспортера значения. Для предохранения от смещения и опрокидывания трансформаторов в процессе транспортирования их жестко закрепляют на платформе.
Мощные трансформаторы перевозят на сочлененных трансформаторах. В этом случае трансформатор подвешивают между раздвигающимися половинами транспортера на проушинах ярмовых балок с помощью валиков. Под действием собственной массы трансформатор защемляется между упорами верхних поясов ярмовых балок. При транспортировке трансформатор участвуете передаче как растягивающих, так и сжимающих усилий. Такой трансформатор для обеспечения погрузки и разгрузки имеет гидроподъемники.
Транспортные размеры мощных трансформаторов не вписываются в нормальный железнодорожный габарит подвижного состава железных дорог, и поэтому они транспортируются как грузы определенной негабаритности. Допускаемая негабаритность должна гарантировать безопасность движения встречных поездов, соблюдение допустимых расстояний между перемещаемым трансформатором и сооружениями вблизи железнодорожных путей.
Безрельсовая транспортировка трансформаторов широко используется при перемещении трансформатора в труднодоступных районах. Если энергообъекты связаны дорогой, имеющей твердое покрытие в виде асфальта, бетона, и трасса транспортировки трансформатора ровная без значительных уклонов (не более 15 %) и крутых поворотов, то для перевозки трансформатора используют автотрейлеры и прицепы. Тип трейлера выбирают в зависимости от транспортных габаритов и массы трансформатора. Чтобы обеспечить сохранность автотрейлера и безопасность трансформатора на пути перемещения к месту его доставки, предварительно изучают особенности трассы перемещения. Вопрос о допустимости проезда через имеющиеся на трассе различные сооружения согласуют перед перевозкой с соответствующими организациями.
При необходимости на трассе выполняют подготовительные работы. Если неровности на трассе приводят к неравномерной нагрузке на колеса трейлера (что может привести к поломке), необходимо поврежденные места дороги выправить и утрамбовать. Погруженный на трейлер трансформатор согласно требованиям специальных инструкций перевозят к месту установки при помощи тягачей (автотягачей).
В зависимости от характеристики трассы передвижения и массы груженого трейлера по самым худшим условиям расчетом определяют тяговое усилие, а также тип и количество тягачей.
Для обеспечения безопасности и сохранности при перевозке трансформатора больших габаритов предварительно разрабатывают проект организации такелажных работ, а также проект производства работ, в котором содержатся все необходимые мероприятия для перевозки трансформатора на конкретный энергообъект. В обоих случаях, например в горных условиях, для облегчения груженого трейлера допускается перевозка трансформатора без масла, но заполненного сухим воздухом или азотом. Перемещение по трассе чередуется с периодическими остановами для проверки состояния всего подвижного состава; особенно внимательно проверяют трейлер с трансформатором и в первую очередь места распорок и крепления. Скорость движения автопоезда на горизонтальном участке трассы не должна превышать 8 км/ч, на спусках и подъемах 3 км/ч, через мосты и другие сооружения 0,5 км/ч.
В особых случаях при отсутствии дорог (например, районы Тюмени) перевозку трансформатора производят на специальных металлических площадках (санях). Этот вид транспортировки является особо трудоемким и небезопасным, он требует серьезной подготовки перед перевозкой и в дальнейшем при перемещении трансформатора. В таких случаях разработка проектов организации такелажных работ и производства работ крайне необходима. Конструкция саней по своей жесткости и прочности должна исключать деформацию днища бака трансформатора при перевозке. Трасса не должна иметь значительные уклоны (более 15 %). Для исключения перемещения трансформатора по саням его закрепляют в нижней части стяжками, а в верхней части растяжками, кроме того, в нижней части устанавливают упоры. Расчетное тяговое усилие при перемещении таким способом должно учитывать значительное трение. В болотистых районах Тюмени в условиях бездорожья, как правило, перевозку трансформатора производят после смерзания грунта.
На подстанциях и электростанциях, имеющих железнодорожный путь, перемещение трансформаторов производят на собственных каретках (катках). Перемещение осуществляют при помощи полиспастов и электролебедок. На местах пересечения железнодорожных путей (крестовинах) перед изменением направления перемещения трансформатора производят перестановку кареток, используя гидродомкраты для подъема трансформатора.
Разгрузку (погрузку) трансформаторов при прибытии (отправке) на железнодорожной платформе, автотрейлере и санях производят согласно расчету и схеме разгрузки. Предусматривают и подготавливают в определенных местах схемы подъемные средства: автокран, домкраты, электролебедки, крановое оборудование, полиспасты, якоря. Необходимо проверить качество шпал и их количество, а также предусмотреть рельсы необходимого количества и длиной не менее трехкратной ширины трансформатора.
Разгрузка во многом упрощается в условиях машинного Зала электростанций или трансформаторно-масляного хозяйства (ТМХ) подстанций, имеющих крановое оборудование необходимой грузоподъемности. В таких случаях прибывший на железнодорожной платформе (трейлере) трансформатор располагают на железнодорожном подкрановом пути так, чтобы центр тяжести трансформатора и крюк крана находились на одной вертикали. Строповку трансформатора производят за подъемные приспособления на баке согласно схеме подъема. Подъем трансформатора производят плавно, без рывков. Сначала поднимают трансформатор на 100-150 мм и выдерживают, а затем перемещают его на место хранения или монтажа. Если монтаж производится сразу же по прибытии транспортера с трансформатором, то после подъема и удаления платформы на бак у мощных трансформаторов навешивают катки и после их крепления опускают трансформатор на рельсовый путь.
При отсутствии подъемного крана снятие трансформатора с платформы (или трейлера) производят с использованием гидродомкратов. Предварительно на расстоянии 2,5 м сбоку от платформы устанавливают основную шпальную клеть на высоту, равную высоте платформы. Затем между основной шпальной клетью и платформой устанавливают вспомогательную клеть той же высоты. Шаг расположения шпал должен позволять установку домкратов. Освобождают трансформатор на платформе от транспортных креплений и поднимают его при помощи домкратов на высоту, достаточную для удаления из-под днища бака деревянных брусьев. Удаляют брусья и на их место по всей длине трансформатора устанавливают рельсы, которые связывают вспомогательную и основную шпательные клети. Рельсы пропускают под днище трансформатора в определенных местах согласно чертежу, а при его отсутствии - рядом с балками жесткости. Количество устанавливаемых рельсов зависит от массы трансформатора.
Стягивание трансформатора с платформы производят плавно, без рывков с помощью тяговых механизмов (электролебедки, тягачи и др.), используя полиспасты, установленные по определенной схеме строповки. После перемещения трансформатора на основную клеть удаляют направляющие рельсы и вспомогательную шпальную клеть. В обратной последовательности производят погрузку трансформатора на платформу.
Разгрузка (погрузка) трансформатора с железнодорожного транспортера сочлененного типа имеет специфические отличия и производится согласно специальной инструкции.
Приемка и хранение трансформатора. До снятия трансформатора с платформы проверяют контрольные метки, целостность креплений, отсутствие подтеков на поверхности бака, а также остаточное давление азота в баке трансформатора. Избыточным давлением азота или воздуха в надмасленном пространстве проверяют бак трансформатора на герметичность. Воздух подают от компрессора через силикагелевый или цеолитовый фильтр. Одновременно с работами по проверке на герметичность производят предварительную оценку изоляции трансформатора по характеристикам проб масла, взятых из бака (масло проверяется на пробивное напряжение, tg
· и влагосодержание), а также проверяют влагосодержание образцов картона, установленных на активной части (как правило, у трансформаторов 220 кВ и выше). При неудовлетворительных результатах предварительной оценки изоляции предусматривают проведение работ по восстановлению характеристик изоляции.
После завершения приемки в зависимости от сроков начала монтажа выполняют работы по хранению трансформатора. В период хранения трансформатора, прибывшего без масла, не более 3 мес устанавливают контроль за наличием избыточного давления азота или воздуха. Давление контролируют в первые десять дней не реже чем 1 раз в сутки, а в дальнейшем - 1 раз в месяц. Как правило, длительного хранения трансформатора в транспортном состоянии избегают, так как возникает опасность увлажнения изоляции. Если же такая необходимость все же появляется, то на трансформаторы, прибывшие без масла или частично залитые маслом, устанавливают расширитель с воздухоосушителем и затем заливают бак маслом до требуемого уровня. Заливку осуществляют без вакуумировки через нижний кран бака. Трансформаторы, имеющие пленочную защиту масла, переводят на длительное хранение без пленки в расширителе. На время хранения устанавливают контроль за состоянием масла в трансформаторе.
Негерметичные маслонаполненные вводы хранят в вертикальном положении в специальных стойках; допускается хранение в вертикальном положении в транспортной упаковке. После перевода в вертикальное положение устанавливают необходимый уровень масла в маслоуказателе. Масло из ввода сливают через маслоотборное устройство и доливают через расширитель.
Герметичные высоковольтные вводы хранят в горизонтальном или вертикальном положении в специальных стойках на площадках, исключающих повреждение вводов. В период хранения за вводами устанавливают контроль - не допускается течь масла, снижение давления.
Комплектующие узлы, полученные с завода-изготовителя в деревянной упаковке, хранят под навесом или в помещении. Внутренние поверхности узлов системы охлаждения, соприкасающиеся при работе трансформатора с маслом, должны быть загерметизированы заглушками с резиновыми уплотняющими прокладками. Шкафы управления систем охлаждения хранят под навесом или в помещении.
Площадка для хранения комплектующих узлов должна иметь ограждение.
Монтаж трансформатора и сдача его в эксплуатацию. Монтаж трансформатора производят на специально оборудованной монтажной площадке вблизи его собственного фундамента (целесообразно на фундаменте), а также на ремонтной площадке ТМХ или на постоянном или переменном торце машинного зала электростанции. Монтажную площадку обеспечивают источником электроэнергии необходимой мощности и связью с емкостями масла со стороны стационарного маслохозяйства (либо емкости располагаются вблизи площадки). Территория монтажной площадки должна предусматривать работы подъемно-технологического оборудования, а также свободное размещение вблизи бака трансформатора подготовленных к установке комплектующих узлов. При работе на открытом воздухе вблизи трансформатора устанавливают инвентарное помещение для персонала, хранения инструмента, приборов и материалов. Площадку оборудуют средствами пожаротушения, телефоном. Освещенность сборочной (монтажной) площадки должна обеспечивать работу в три смены. Монтаж крупных трансформаторов следует производить по проекту организации работ, разработанному с учетом конкретных условий. В объем монтажных работ входит подготовка комплектующих узлов и деталей.
При подготовке к установке на трансформатор вводов 3-35 кВ проверяют отсутствие трещин и повреждений фарфоровых покрышек, поверхность которых очищают от загрязнений; затем ввод испытывают испытательным напряжением переменного тока, соответствующим классу напряжения ввода.
Для маслонаполненных вводов 110 кВ и выше объем подготовительных работ обусловлен способом защиты масла ввода от соприкосновения с окружающим воздухом
Герметичные маслонаполненные вводы проверяют внешним осмотром на отсутствие течи и на целостность фарфоровых покрышек и других элементов конструкции, располагаемых с внешней стороны ввода, при этом давление масла измеряют по показаниям манометра. Согласно инструкции завода-изготовителя приводят давление во вводе до требуемых значений в зависимости от температуры окружающего воздуха. При необходимости производят долив или слив масла из ввода. Долив масла может производиться с помощью ручного маслонасоса. Перед присоединением маслонасоса перекрывают вентили со стороны ввода и бака давления, а в переходник вместо пробки вворачивают штуцер с резьбой М 14x1,5. Затем приоткрывают вентиль бака давления и под струей масла из переходника надевают шланг на штуцер. Насосом подают масло в бак давления, следя за показаниями манометра. Отсоединение насоса производят в следующей последовательности: перекрывают вентиль со стороны бака давления, выворачивают штуцер на переходнике и, приоткрыв вентиль со стороны бака давления, под струей масла вворачивают пробку. Открывают вентили на вводе и баке давления. При регулировании давления во вводе, замене манометра или замене поврежденного бака давления и других операциях нельзя допускать проникновения окружающего воздуха во ввод. Подпитку ввода производят дегазированным маслом необходимого качества. Аналогично производят операции по частичному сливу (доливу) масла в герметичные вводы, не имеющие бака давления.
Маслонаполненные вводы негерметичной конструкции проверяют внешним осмотром на отсутствие повреждений наружной поверхности фарфора и других элементов конструкции. При сложных повреждениях ввод заменяют на резервный, а поврежденный ввод, требующий полной разборки, отгружают в централизованные мастерские. После устранения течи устанавливают уровень масла по маслоуказателю: при температуре 15-20 °С уровень масла составляет примерно 2/3 высоты трубки маслоуказателя. Заменяют также масло в гидрозатворе, для чего через сливное отверстие полностью сливают из затвора отработанное масло, а затем заливают в затвор через "дыхательное" отверстие свежее, сухое масло до уровня контрольного отверстия. Перед установкой на бак проверяют изоляцию маслонаполненных вводов (tg
·, электрическую емкость основной изоляции), у негерметичных вводов также измеряют характеристики масла. Измерение tg
· и других характеристик изоляции производят при температуре окружающего воздуха не ниже 4-5 °С. Если температура окружающего воздуха ниже +5 °С, то перед измерением характеристик изоляции вводы предварительно прогревают при помощи воздуходувок в специальном инвентарном помещении ("тепляке"), при этом скорость подъема температуры воздуха в "тепляке" не должна превышать 5-7 °С в час, поток горячего воздуха не должен быть направлен на фарфоровые покрышки ввода. При прогреве вентили герметичных вводов с баками давления должны находиться в открытом положении. При прогреве негерметичных вводов постоянно контролируют уровень масла по масломерному стеклу.
Если измерения показали несоответствие характеристик масла требуемым нормам, масло ввода заменяют, как правило, под вакуумом. Через сливные отверстия масло полностью сливают, ввод герметизируют и выдерживают при остаточном давлении не более 0,65 кПа в течение времени в соответствии с классом напряжения ввода. После этого под вакуумом подают трансформаторное масло, нагретое до температуры 35-40 °С. Допускается замена масла без вакуумирования способом вытеснения. Для этого верхнюю часть ввода присоединяют через промежуточный кран к вспомогательному (инвентарному) бачку емкостью, в 3-3,5 раза большей, чем объем масла ввода. Инвентарный бачок располагается над вводом. Полностью заполняют расширитель ввода трансформаторным маслом. К нижней части ввода присоединяют через шланг емкость не менее двукратного объема масла ввода. Открывают маслоотборное устройство в нижней части ввода и производят слив забракованного масла из ввода с одновременным заполнением ввода свежим маслом. При этом следят, чтобы ввод был постоянно заполнен маслом. После слива двух объемов во вводе устанавливается требуемый для нормальной работы уровень масла. Выдерживают ввод под вакуумом при остаточном давлении 1,3 кПа в течение времени, соответствующего классу напряжения. Все операции по доливке масла, а также измерения изоляционных характеристик производят в вертикальном положении ввода, для чего он устанавливается на подставку.
Встроенные трансформаторы тока в период хранения должны быть полностью залиты трансформаторным маслом. Подготовка к монтажу установки встроенного трансформатора тока состоит в осмотре его наружных и внутренних поверхностей, а также в производстве измерений в следующей последовательности: проверка масла (на пробивное напряжение), полярности, коэффициента трансформации, активного сопротивления на всех отпайках вторичной обмотки; испытания изоляции приложенным напряжением; измерения вольт-амперной характеристики. Перечисленные измерения производят, если значение пробивного напряжения масла соответствует нормам. Если же значение пробивного напряжения значительно снизилось в период хранения, то перед измерением характеристик изоляции и параметров трансформаторов тока необходимо произвести сушку трансформаторов тока при температуре 100-110 °С в течение 8-10 ч. Нагрев трансформаторов тока производят в специальной печи или воздуходувкой. После сушки проверяют состояние опорных клиньев и при необходимости производят расклиновку.
Охлаждающее устройство типов Д, ДЦ трансформаторов, прибывших на подстанцию (станцию) с завода-изготовителя или полученных с другой подстанции, проверяют внешним осмотром на отсутствие механических повреждений, а затем промывают изнутри сухим прогретым маслом по схеме на рис. 12. Промывку охладителя и его испытание на герметичность производят в контуре, в который входят элементы 1, 2, 4, 5, 9 и 13. После промывки при закрытой задвижке 13 испытательное избыточное давление до 0,21 МПа в этом контуре обеспечивают с помощью маслонасоса 5. При закрытой задвижке 12 и отключенном маслонасосе избыточное давление выдерживают в течение 30 мин. Если по истечении 30 мин внешним осмотром не обнаружена утечка масла в элементах конструкции, то охладитель считается выдержавшим испытания и его герметичность подтверждена. Одновременно с охладителем промывают маслопроводы системы охлаждения в течение 1 ч маслом, нагретым до 50-60 °С, с пробивным напряжением не менее 45 кВ. Контур, в который входят элементы 15, 2, 3 и 14, необходим для прогрева и очистки масла.

Рис. 12. Схема промывки охлаждающих устройств типа ДЦ:
1 - воздухоосушитель; 2 - маслоподогреватель; 3 - маслоочистительная установка с насосом; 4 - сетчатый фильтр; 5 - масляный насос ЭЦТ (рабочий); 6 - промываемые элементы системы охлаждения; 7 - кран отбора проб масла; 8 - бак объемом не менее 3,5 м3; 9 - маслопровод диаметром 120 мм в системе промывки; 10 - маслопровод в системе подогрева и очистки масла; 11 - манометр; 12 - 15 - задвижки; 16 - маслоуказатель
Вентиляторы проверяют внешним осмотром на отсутствие механических повреждений и касания лопаток вентилятора внутренней поверхности диффузора (обечайки) при вращении от руки. При необходимости производят статическую балансировку на валу двигателя. При проверке лопасти вентилятора должны останавливаться в любом положении. Балансировку крыльчатки осуществляют на специальном стенде. Значение вибрации не должно превышать 0,06 мм.
Подшипники вентиляторов заполняют смазкой. У электронасосов после слива и снятия заглушек и коробки выводов проверяют состояние токопроводящих выводов и сопротивление изоляции обмотки статора. Сопротивление изоляции выводов при их нормальном состоянии должно быть не менее 4 мОм при температуре 20 °С. Если сопротивление изоляции не соответствует нормам, то производят сушку изоляции обмоток одним из доступных способов, например путем включения двигателя с заторможенным ротором на напряжение, равное 10-15 % номинального. При достижении нормированного сопротивления изоляции продолжают сушку еще 2-3 ч. Практика показывает, что в течение этого времени сопротивление стабилизируется.
Охладители системы охлаждения типа Ц проверяют на плотность как масляной, так и водяной полостей. В процессе испытания проверяют отсутствие течей масла в узлах конструкции охладителя. При проверке водяной полости не должно быть утечки воды в масло, что определяют по результатам испытания по пробивному напряжению или влагосодержанию пробы масла, взятой из полостей охладителя. При испытании на герметичность давление воды в водяной камере в течение 30 мин выдерживают равным 0,6 МПа.
Термосифонные и адсорбционные фильтры после очистки и промывки заполняют свежим адсорбером (силикагелем).
Расширители с пленочной защитой отличаются большим объемом подготовительных работ. Эластичную емкость перед установкой в расширитель проверяют на маслоплотность путем заполнения емкости воздухом до избыточного давления 3 кПа, при этом внешнюю поверхность покрывают раствором мыльной пены для обнаружения мест утечек. После проверки внешняя поверхность должна быть тщательно промыта.
Одновременно проверяют на герметичность расширитель избыточным давлением воздуха 25 кПа. Пленку в расширитель устанавливают на монтажной (ремонтной) площадке до установки расширителя на трансформатор. После закрепления и уплотнения оболочки расширитель устанавливают на подставки высотой не менее 300 мм, предварительно уплотняя верхние патрубки и открывая пробки в них для выпуска воздуха (рис. 13). К расширителю подсоединяют отсечной клапан в закрытом состоянии, маслопровод со стеклянной трубкой и воздухопровод с манометром. Заполняют расширитель маслом необходимого качества с температурой 10 °С до 50-70 % его объема. Удаляют воздух из отсечного клапана, открывая вручную заслонку клапана на 5-10 с. При закрытом кране подачи масла в расширитель заполняют гибкую оболочку сухим воздухом до избыточного давления 15 кПа. При появлении масла временно уплотняют верхние пробки заглушек и выдерживают расширитель в таком состоянии 30 мин. Вновь открывают пробки и после выхода воздуха снова их уплотняют. Снижают давление воздуха в оболочке до атмосферного, при этом оболочка в результате удаления воздуха будет прилегать к стенкам расширителя и поверхности масла. Операции по созданию давления в оболочке и выпуску воздуха повторяют несколько раз, добиваясь полного прекращения выделения воздуха и плотного прилегания оболочки, после чего сливают масло из расширителя до уровня 100 мм от низа, при этом контроль уровня масла в расширителе осуществляют при помощи стеклянной трубки. После слива масла через люк, для указателя уровня масла в расширителе проверяют состояние внутренней поверхности оболочки, применяя лампы напряжением не выше 36 В. При правильной сборке оболочка плотно прилегает к стенкам расширителя и поверхности масла, не имеет перегибов и складок в нижней части, которые могли бы нарушать работу указателя уровня масла. После проверки оболочки устанавливают маслоуказатель, рычаг которого имеет шаровой оконцеватель.

Рис. 13. Схема удаления воздуха из расширителя с пленочной защитой масла: 1 - стеклянный маслоуказатель; 2 - эластичная емкость; 3 - патрубок; 4 - манометр; 5 - кран; 6 - источник подачи сжатого воздуха; 7 - трансформаторное масло; 8 - отсечной клапан; 9 - маслопровод
Расширитель, не имеющий пленочную защиту, проверяют внешним и внутренним осмотром и при необходимости очищают, а затем проверяют на плотность путем создания избыточного давления воздуха так же, как и при проверке на плотность расширителя с пленочной защитой.
Подготовка устройств азотной защиты здесь не рассматривается, так как в настоящее время в эксплуатации этот вид защиты рекомендовано заменять на пленочную защиту, а заводы-изготовители прекратили выпуск трансформаторов с азотной защитой.
В период сборки (монтаж) трансформатора производят проверку и подготовку устройств автоматического управления системой охлаждения, а также контрольно-измерительных устройств в соответствии с требованиями соответствующих инструкций.
При ревизии с полным сливом масла из бака и подъемом колокола осматривают доступные узлы активной части:
положение активной части в поддоне проверяют по состоянию фиксирующих шипов на дне бака (на отсутствие следов сдвига), состоянию ярмовых балок и распорных винтов, а также других элементов креплений активной части в баке;
магнитопровод проверяют на отсутствие повреждения электротехнической стали в доступных местах (измеряют сопротивление изоляционного покрытия по пакетам) прессующих полубандажей и шпилек, на отсутствие разрывов и повреждений бандажной изоляции;
встроенное переключающее устройство проверяют на отсутствие повреждений изоляционных и других конструктивных деталей и надежность их крепления; на отсутствие перекосов приводных валов и чрезмерного натяжения отводов; поврежденные контакты избирателя обнаруживаются путем переключения;
отводы и обмотки проверяют в доступных местах на отсутствие повреждений их изоляции, разрыва проводников и демпферов, поломок и ослаблений их крепления; обнаруженные недостатки устраняют. При осмотре изоляционных барьеров следует внимательно проверить расположение линейного отвода обмотки ВН относительно барьера (не должно быть касаний края барьера с отводом);
проверяется опрессовка обмотки и элементов конструкции магнитопровода. Значения усилий опрессовки обмоток, выполненной с помощью градуированных ключей, приводятся в технической документации на трансформатор. При необходимости опрессовку обмоток целесообразно производить с использованием гидродомкратов и только после опрессовки ярм. При опрессовке обмоток выполняют затягивание прессующих винтов равномерно по всей окружности. Обмотки мощных трансформаторов, требующих создания значительных усилий, рекомендуется спрессовывать с применением гидродомкратных устройств. Независимо от способа опрессовку следует начинать с обмотки, требующей наибольшего усилия опрессовки;
проверяют схему заземления трансформатора и состояние изоляции узлов магнитопровода с применением мегаомметра. Поврежденные элементы изоляции заменяют. В некоторых случаях, если места замыкания невозможно устранить, в схему заземления устанавливают дополнительный резистор для ограничения тока в контуре (для большинства трансформаторов сопротивлением около 3000 Ом). Для правильной установки резистора необходимо точно определить место нарушения изоляции и оценить геометрию возможного контура.
После окончания ревизии активную часть трансформатора промывают струей горячего сухого масла, сливают полностью остатки масла и насухо вытирают дно, а затем устанавливают у мощных трансформаторов съемную часть бака. У трансформаторов с верхним разъемом (крышкой) опускают активную часть в бак.
Маслостойкую резину в местах разъема и в фланцевых соединениях необходимо заменить на новую. Затяжка мест разъема считается нормальной, если прокладка зажата до 2/3 первоначальной толщины. Операции по герметизации производят оперативно без излишнего нахождения активной части на воздухе.
Установку вводов ВН следует производить крайне внимательно, строго выдерживая угол наклона относительно бака трансформатора. При креплении бакелитовых цилиндров к фланцам кожуха трансформатора тока нужно обратить внимание на расположение среза в цилиндре по отношению к обмотке.
После установки вводов проверяют правильность расположения отвода обмотки ВН - расстояние отвода до края изоляционных цилиндров и перегородок следует выдерживать не менее 20 мм для классов напряжения 110-500 кВ и 30 мм для класса напряжения 750 кВ.
Трансформаторы тока и вводы 110-330 кВ устанавливают на бак, как правило, после заполнения его маслом, а вводы напряжением 500 кВ и выше - до заполнения бака трансформатора маслом.
При наклонном расположении ввода на баке трансформатора газоотводный патрубок и пробка должны быть расположены на опорном фланце в крайнем верхнем положении, а стекло указателя уровня масла негерметичных вводов - в полости, перпендикулярной плоскости наклона.
Трансформаторы тока 6-35 кВ устанавливают на баке трансформатора вместе е предварительно закрепленными на них вводами 6-35 кВ. В этом случае подсоединение токоведущих шпилек вводов к отводам обмоток производят после фиксации установок трансформаторов тока. Вводы НН мощных трансформаторов имеют сложную контактную часть. При болтовом соединении таких контактов с них необходимо тщательно удалять с применением салфеток появляющуюся металлическую пыль.
После установки вводов, герметизации и подготовки трансформатора к вакуумированию продолжают работы по установке (присоединению) системы охлаждения, расширителя, газоотводной системы. При вакуумировании маслонаполненные вводы ВН и СН должны быть соединены с баком трансформатора, чтобы внутренние полости вводов и бака находились под одним давлением, иначе возможно повреждение вводов. Расширитель не выдерживает вакуума, и его в процессе вакуумирования отсоединяют от бака трансформатора. После завершения процесса вакуумирования производят заполнение трансформатора маслом. Заполнение маслом системы охлаждения производят раздельно или совместно. Совместную заливку применяют главным образом при заполнении системы охлаждения навесного или группового исполнения.
Одновременно с работами по вакуумированию и заполнению бака маслом производят работы по монтажу отдельных узлов трансформатора, располагаемых с внешней стороны трансформатора. Устанавливают шкафы управления охладителями типа ШАОТ. Производят также монтаж силовых и контрольных кабелей, предназначенных для питания двигателей и насосов системы охлаждения. Проводят проверку сопротивления изоляции всех электрических цепей, которое должно быть не менее 0,5 мОм. Кроме того, проверяют поочередно работу вентиляторов и маслонасосов (направление вращения крыльчатки вентиляторов, отсутствие касания лопаток вентилятора обечайки и отсутствие вибраций). Направление вращения вентилятора должно соответствовать направлению нанесенной на нем стрелки. Для изменения направления вращения вентилятора необходимо поменять местами подключения двух любых фаз питающего кабеля.
Перед включением в работу систему охлаждения проверяют. Проверку систем охлаждения типа ДЦ и Ц производят при открытом кране на всасывающем маслопроводе и при закрытом кране на нагнетающем. Включают насос и проверяют создаваемое им давление по показаниям установленного на нем манометра. Электронасосы типа ТЭ проверяют в течение не более 1 мин. Маслонасосы в нормальном состоянии работают без шума и вибрации. После проверки работы вентиляторов и маслонасосов включают систему охлаждения и проверяют ее работу в течение 3-72 ч в зависимости от класса напряжения трансформатора. При необходимости устраняют течь масла, подсосы воздуха во всасывающем маслопроводе, устанавливают пробки охлаждающих устройств маслопровода и пластинчатых фильтров. Осматривают и при необходимости очищают фильтрующий пакет пластинчатых фильтров.
После окончания сборки и заливки маслом на трансформаторе производят в определенной последовательности предпусковые испытания, в объем которых входят:
измерение потерь холостого хода при пониженном однофазном напряжении;
измерение активного сопротивления обмоток (на постоянном токе);
измерение коэффициента трансформации;
проверка группы соединения обмоток;
испытание изоляции приложенным напряжением.
Кроме того, по ходу сборки трансформатора производят измерения и испытания комплектующих узлов и арматуры. При этом следует помнить, что постоянное напряжение может вызвать дополнительное намагничивание магнитной системы трансформатора и, как следствие, будет получено завышенное значение потерь холостого хода, поэтому потери холостого хода при малом возбуждении измеряют до нагрева трансформатора постоянным током и до измерения активных сопротивлений обмоток.
Активное сопротивление обмоток измеряют, как правило, при установившейся температуре трансформатора.
Испытание изоляции приложенным напряжением проводят после измерений и оценки ее состояния.
Результаты измерений и испытаний оформляют соответствующими протоколами.
Перекатку трансформатора на фундамент производят на собственных катках в соответствии с требованиями инструкций, приведенных в технической документации завода-изготовителя.
На фундаменте в зависимости от конструкции трансформатора при необходимости создают уклон по направлению к газовому реле, равный 1-1,5 %, путем установки металлических прокладок под катки трансформатора. После создания уклона катки фиксируют на рельсах специальными упорами, а затем к трансформатору присоединяют выносную систему охлаждения.
Полностью собранный трансформатор проверяют на масло-плотность избыточным давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С. Производят отбор пробы масла для проверки после полной сборки трансформатора.
Вводы, не участвующие в работе, присоединяют к разрядникам. Допускается присоединять к разряднику только две вершины неиспользуемой обмотки НН, а третью вершину присоединяют металлическими шинами к общему контуру заземления подстанции. Через общий контур заземляют и бак трансформатора. Для подсоединения заземляющей шинки на баке трансформатора имеется болт заземления.
Настраивают и проверяют действие газовой защиты на отсутствие ложных срабатываний при включении и отключении системы охлаждения и на срабатывание реле при вытеснении из его полости масла.
Готовность включения трансформатора в работу оформляют технической документацией, допускающей трансформатор к эксплуатации.
После монтажа нового или отремонтированного трансформатора оформляют техническую документацию. Техническая документация впервые вводимого в работу трансформатора включает в себя акт приемки трансформатора после транспортировки, акт о хранении трансформаторов (в нем отмечаются особенности хранения), акты о проверке герметичности и об оценке увлажнения изоляции трансформатора с заключением о допустимости его включения без сушки, акты о выполнении отдельных работ по установке комплектующих узлов трансформатора и сборке системы охлаждения, протоколы по проверке приборов и аппаратуры по испытанию трансформатора, наладке, проверке и испытанию комплектующих узлов (вводов, насосов, трансформаторов тока и т.п.). Акты подписывают представители организаций, участвующих в приемке, хранении и монтаже трансформатора, и утверждает руководство эксплуатационной организации, которой передается основной экземпляр акта и сдаточная документация.
Перед пробным включением трансформатора на холостой ход внешним осмотром проверяют отсутствие повреждений и посторонних предметов, течи масла. Внешняя поверхность, особенно фарфоровых покрышек вводов, должна быть чистой. Необходимо также проверить уровень масла в маслоуказателе, расширителе, негерметичных маслонаполненных вводах, в контакторе, а также наличие давления в герметичных вводах.
Проверяют работу термометров и термосигнализаторов. Проверку цепей термосигнализаторов производят переводом стрелок (уставок) максимальной и минимальной температуры.
Устанавливают в рабочее положение краны и задвижки системы охлаждения и кран расширителя.
Проверяют состояние и качество заземлений.
Фиксируют в нужном положении указатели переключателей напряжения типа ПБВ.
Кроме того, проверяют:
узлы подсоединения к линейным выводам и нейтрали разрядников;
состояние подсоединения всех цепей силовых и контрольных кабелей. Цепи вторичных обмоток трансформаторов должны быть постоянно замкнуты на приборы или закорочены, так как размыкание цепи приведет к повреждению трансформаторов тока;
действие механизмов блокировки выключателей;
действие всех установленных защит;
отсутствие воздуха в газовом реле.
Включение трансформатора на номинальное напряжение производят только после подтверждения его готовности и утверждения сдаточной технической документации.
Глава третья
Организация эксплуатации трансформаторов
6. Эксплуатационная документация
Эксплуатационная документация включает в себя:
техническую документацию в объеме сопроводительной документации завода-изготовителя и материалов приемки, хранения и монтажа (или ремонта) трансформатора;
техническую документацию, связанную с ремонтом и техническим обслуживанием трансформатора;
оперативную документацию;
инструкции.
В перечень заводских документов входят комплект инструкций по перевозке, хранению, монтажу, вводу в эксплуатацию и техническому обслуживанию в процессе эксплуатации трансформатора, а также инструкции по эксплуатации системы охлаждения, устройств регулирования напряжения, термосигнализатора, газового реле и т.п. Кроме того, в документации завода-изготовителя приведены основные габаритные и сборочные чертежи активной части магнитопровода, отводов, схемы обмоток и заземления магнитопровода и в целом трансформатора, заводской щиток (табличка) с основными характеристиками трансформатора, сертификаты и паспорта на некоторые узлы трансформатора.
В технический паспорт вносят сведения по трансформатору с момента включения в работу до его списания. К эксплуатационной документации относится также и оперативная документация (журнал), в которой отражаются все действия оперативного персонала по обслуживанию трансформатора, изменения в первичной и вторичных схемах коммутации, изменения режима работы трансформатора; сведения об отказах, авариях, ремонтах, осмотрах и т.п. Наряду с указанной оперативной документацией ведется журнал дефектов, в котором отмечается сущность дефекта и определяются мероприятия по его устранению. В ведомости нагрузки оперативный персонал ведет запись параметров, характеризующих работу трансформатора, с отметкой даты и часа, в которые производились измерения.
Инструкции по ремонту трансформатора и его узлов, а также инструкции по эксплуатации по мере необходимости при проведении модернизации (например, при замене азотной защиты масла на пленочную) подлежат корректировке и переработке. В комплект перечисленных инструкций входят также отраслевые и системные инструкции, отражающие опыт и особенности эксплуатации трансформаторов в данной энергосистеме, а также местные инструкции, составленные для конкретных условий электростанции (подстанции).
7. Схемы включения трансформаторов
Схемы электрической связи трансформаторов I и II габаритов достаточно просты (рис. 14), а электрические связи повышающих трансформаторов с линиями электропередачи отличаются сложностью и разнообразием. Количество повышающих трансформаторов на электростанциях в большинстве случаев равно числу генераторов, и, чтобы их объединить и надежно передать полную мощность по немногочисленным линиям электропередачи, применяются различные схемы соединений подстанций.
Схемы присоединения главных трансформаторов. Наибольшее распространение получили следующие главные схемы электрических соединений мощных электростанций:
схема с двумя выключателями на цепь (рис. 15);
схема с одним включателем на цепь, двумя основными и обходной системами шин (рис. 16);
схема стремя выключателями на два присоединения и двумя системами шин - полуторная схема (рис. 17).

Рис. 14. Схема включения главных трансформаторов районных понижающих подстанций на стороне ВН:
а - блок с предохранителем; б - блок с отделителем; в - два блока с неавтоматической замыкающей перемычкой; г - укрупненный блок (вариант с разъединителями на каждом трансформаторе)

Рис. 15. Схема включения повышающих трансформаторов с двумя выключателями на цепь

Рис. 16. Схема с одним выключателем на цепь, с двумя основными и обходной системами шин

Рис. 17. Схема тремя выключателями на два присоединения и двумя системами шин (полуторная схема)
В отдельных случаях также нашли применение следующие главные схемы соединений электростанций:
схема с двумя выключателями на цепь и двумя системами шин;
схемы многоугольников (с диагональными перемычками, два связанных многоугольника и пр.);
схема блока генератор-трансформатор-линия с уравнительной системой шин или без нее.
Выбор конкретной главной схемы электрических соединений на распределительных подстанциях электростанций в каждом конкретном случае обосновывается и должен удовлетворять ряду требований, в первую очередь назовем следующие:
при любом виде повреждения, включая короткое замыкание на сборных шинах, должно отключаться не более одного энергоблока;
количество операций разъединителями должно быть минимальным;
ремонт всех выключателей 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения энергоблоков, линий, трансформаторов связи и собственных нужд;
должна быть исключена одновременная потеря обеих систем шин и двух цепей транзита, а также резервных источников питания собственных нужд;
необходимо обеспечить локализацию повреждения не более чем за 15 мин при условии выполнения операций только выключателями и др.
Схемы включения главных трансформаторов районных подстанций. Для понижающих узловых подстанций напряжением выше 220 кВ применяется ряд схем с присоединением трансформатора на стороне ВН через один или несколько выключателей. Используются схемы кольцевая, со сборными шинами, трансформатор - шины, полуторная и др.
На подстанциях напряжением ВН и СН 35-220 кВ применяются в настоящее время схемы без выключателей на стороне ВН с применением отделителей и короткозамыкателей. Отличием таких схем является большее количество коммутаций при КЗ на линии, что связано с появлением бестоковых пауз, вредно влияющих на режим работы оборудования у потребителей.
Схемы включения главных трансформаторов понижающих подстанций напряжением 6-10 кВ. Ограничение тока КЗ является основным фактором при выборе схемы включения трансформатора со стороны НН. По этой причине на стороне НН используются схемы с секционированными шинами, при необходимости - с дополнительным ограничением токов КЗ с помощью токоограничивающих реакторов.
Трансформаторы собственных нужд со стороны НН защищаются выключателем или предохранителем в зависимости от мощности трансформатора собственных нужд и токов КЗ.
8. Контроль режима работы трансформаторов.
Порядок включения, отключения и регулирования напряжения
Контроль режима работы трансформаторов обеспечивается работой защиты и контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на трансформаторе. В общем случае режим работы трансформатора определяется по значениям тока, активной и реактивной мощности каждой из обмоток, а также по уровню напряжения на выводах трансформатора или не связанных с этими выводами шинах. Тепловой режим трансформатора контролируется работой термосигнализаторов.
Нагрузочный режим трансформатора в зависимости от характера нагрузки изменяется в течение суток. Допускаются систематические перегрузки, определяемые характером суточного графика нагрузки, температурой охлаждающей среды и недогрузкой в летнее время. Особенно внимательно контролируется режим нагрузки у автотрансформаторов, имеющих электрическую связь обмоток ВН, СН. У автотрансформаторов в режиме компенсированной нагрузки мощность передается от двух обмоток к одной. При таком режиме мощность обмотки НН может передаваться в направлении обмотки СН. Это произойдет, если к обмотке НН присоединить генераторы или синхронные компенсаторы. В этом режиме может возникнуть перегрузка обмоток СН. Поэтому режим нагрузки автотрансформаторов следует контролировать в таких случаях по амперметру, включенному на сумму линейных токов сторон ВН и СН. Подобный контроль у однофазных автотрансформаторов можно осуществлять по амперметру, включенному (через трансформатор тока) в нейтраль одной из фаз [8].
В инструкциях по эксплуатации автотрансформатора указаны допустимое распределение нагрузок в различных режимах или предельные значения токов для каждой из обмоток (включая ток линейного вывода СН). У трехобмоточных трансформаторов распределение длительных нагрузок по обмоткам в любых режимах должно соответствовать условию, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим номинальный.
Тепловой режим трансформатора контролируется по температуре верхних слоев масла и по нагрузке. Нормируется температура верхних слоев масла, а износ бумажной изоляции зависит от температуры наиболее нагретой точки, допустимое значение которой принимается в зависимости от вида охлаждения трансформатора. При оценке теплового состояния трансформатора необходимо учитывать, что установившееся тепловое состояние обмотки наступает через 30-40 мин после установления значения тока нагрузки. Температура верхних слоев масла достигает нового значения у трансформаторов с естественной циркуляцией масла через 10-16 ч. Поэтому при кратковременных перегрузках судить по температуре верхних слоев масла о действительном тепловом режиме трансформатора нельзя. Эксплуатационный персонал, изучивший работу трансформатора, по температуре масла определяет также отклонения в работе системы охлаждения. При неполадках в системе охлаждения нарушается соответствие между температурой верхних слоев масла и нагрузкой. В электроустановках с постоянным дежурным персоналом ведется контроль нагрузки с записью показаний амперметра в ведомость с периодичностью, устанавливаемой местными инструкциями. При работе трансформатора с перегрузкой измерение нагрузки необходимо производить чаще, и при достижении допустимого предела длительности перегрузки необходимо принять меры по разгрузке трансформатора. В электроустановках без постоянного дежурного персонала контроль нагрузки производится с периодичностью, определяемой местными инструкциями, но не реже 1-2 раз в год во время максимальной нагрузки [1].
Контроль напряжения необходим, так как первичное напряжение постоянно изменяется в процессе эксплуатации в зависимости от нагрузки, режима работы электрической сети или напряжения генератора (при работе трансформатора в блоке с генератором). Снижение напряжения нежелательно, так как приводит к различным нарушениям у потребителей электроэнергии, хотя и безопасно для трансформатора. Повышение напряжения выше нормируемых значений также нежелательно как для потребителей электроэнергии, так и для самого трансформатора, так как приводит к увеличению индукции в магнитопроводе и, следовательно, к недопустимому перегреву активной стали. Кроме того, при недопустимом превышении напряжение становится опасным для изоляции обмоток. Чем выше подводимое напряжение, тем большее число витков должно быть включено в работу. Поэтому, исходя из режима работы электроустановок, автоматически или дистанционно изменяется число витков первичной обмотки.
Регулирование напряжения обеспечивается работой устройств ПБВ или РПН. Трансформаторы с устройством РПН, как правило, оснащены блоками автоматического регулирования напряжения типа АРНТ. Допускается в отдельных случаях перевод трансформатора на дистанционное регулирование напряжения. Если дистанционное регулирование неработоспособно, допускается временно, до устранения неисправности, осуществлять местное управление приводным механизмом устройства. Работа устройств РПН, не имеющих прогрева, при температурах -20 °С и ниже не допускается. Как было отмечено ранее, при низких температурах резко возрастает вязкость трансформаторного масла и подвижные элементы устройства РПН (особенно контактора), встречая большое сопротивление вязкого трения, могут повредиться. Поэтому устройство РПН включенного в сеть трансформатора автоматически вводится в работу только после предварительного прогрева трансформатора в режиме холостого хода или после некоторой работы с неполной нагрузкой.
У понижающих автотрансформаторов с встроенным регулятором напряжения, установленным в нейтрали, не допускается режим, вызывающий перевозбуждение и перегревы магнитопровода. Перевозбуждение стержня магнитопровода контролируется по показаниям щитового киловольтметра обмотки НН. Превышение рабочего напряжения над номинальным напряжением обмотки НН в процентах равно с приемлемой точностью значению перевозбуждения стержня, а превышение разности показаний щитовых киловольтметров обмотки ВН и СН над ее номинальным значением в процентах примерно равно значению перевозбуждения ярма.
На трансформаторах, изготовленных по ГОСТ 11677-65, допускается повышение напряжения сверх номинального:
длительно - на 5 % при нагрузке не выше номинальной и на 10 % при нагрузке не выше 0,25 номинальной;
кратковременно:
до 6 ч в сутки - на 10 % при нагрузке не выше номинальной (на трансформаторах не выше 330 кВ);
не более 20 мин - на 15 %;
на 20 с - на 30 %.
Для трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677-75 и ГОСТ 11677-85*, нормы допустимого длительного превышения напряжения немного больше.
В трансформаторе, длительно находящемся в резерве, при низких температурах недопустимо резко снижается подвижность трансформаторного масла. При его включении нарушается теплообмен, что может привести к перегреву и нежелательному старению изоляции токопроводящих элементов конструкции активной части трансформатора.
Порядок включения и отключения трансформатора. Включение вновь прибывшего и прошедшего монтаж трансформатора, особенно головного образца, производится с особой тщательностью и вниманием. Блочные повышающие трансформаторы опробуются постепенным подъемом напряжения генератора от нуля. Это дает возможность обнаружить возможный дефект на ранней стадии его развития и тем самым предупредить значительные повреждения трансформатора. Подъем напряжения с нуля производится плавно сначала до 50-60 % номинального напряжения в течение 1-2 мин, а затем ступенями по 20-15 % с выдержкой на каждой ступени 1-2 мин, чтобы иметь возможность прослушать и зафиксировать повреждения. После выдержки под номинальным напряжением производят постепенный подъем напряжения до 1,3 номинального значения с выдержкой в течение 1 мин (для трансформаторов бесшпилечной конструкции магнитопровода).
На подстанциях такой способ включения трансформатора в работу невозможен, и поэтому ненагруженный трансформатор включают толчком на полное напряжение сети. Для отстройки дифференциальной защиты от бросков намагничивающего тока трансформаторы в том числе блочные, включают толчком несколько раз (3-4 раза).
Включенные трансформаторы продолжают работать на холостом ходу примерно 2 ч, при этом трансформаторы прослушивают, фиксируют отсутствие потрескивания разрядов. В исправном трансформаторе должен быть слышен равномерный гул, без повышенных местных тонов и посторонних звуков. Треск может быть вызван разрядами на различных поврежденных участках изоляции активной части, недопустимыми отклонениями в изоляционных промежутках активной части (отводов), нарушением схемы заземления и др.
При первом включении под напряжение трансформатора с устройством РПН проверяется действие дистанционного управления приводом переключающего устройства согласно заводской инструкции.
После завершения опробования трансформатора рабочим напряжением производится его фазировка, т.е. проверка соответствия фаз напряжения на всех обмотках трансформатора фазам соответствующих элементов схемы подстанции, тем самым подтверждается его готовность к включению под нагрузку (длительную работу). При фазировке проверяется допустимость параллельной работы трансформаторов как между собой, так и с энергосистемой.
Отключение и включение трансформатора производится в полном соответствии с указаниями действующей "Типовой инструкции по переключениям в электроустановках" (ТИ 39-70-040-85), а также с указаниями местных инструкций энергопредприятий, учитывающих особенности рабочих и ремонтных схем электрических соединений, конструктивное выполнение распределительных устройств и организацию оперативного обслуживания. Переключения выполняются в строгой последовательности и, как правило, по бланкам переключений, утвержденным главным инженером энергопредприятия. В бланках переключений записываются все операции с коммутационными аппаратами и цепями оперативного тока, операции с устройствами релейной защиты и автоматики (а также с цепями питания этих устройств), по включению и отключению заземляющих ножей, наложению и снятию переносных заземлений, по фазировке оборудования, операции с устройствами телемеханики и другие в очередности их выполнения.
Отключения и включения трансформатора в зависимости от схемы присоединения производятся различными коммутационными аппаратами. Обычно для снятия нагрузки или включения под нагрузку применяют выключатель. Однако в тех схемах соединения, где отсутствует выключатель, снятие и подачу напряжения на трансформатор можно производить разъединителями (отделителями), при этом следует учитывать намагничивающий ток трансформатора и расстояние между полюсами установки. Кроме того, необходимо помнить, что намагничивающий ток можно снижать у трансформаторов с устройствами РПН: путем переключения переключателя в положение, при котором напряжение соответствующего ответвления будет выше, чем подводимое напряжение сети, достигается снижение возбуждения магнитопровода.
На присоединениях, имеющих в одной цепи отделитель и разъединитель, рекомендуется включать трансформатор под напряжение разъединителями, а отключать отделителями. Вызвано это тем, что пружинный привод отделителя обеспечивает сравнительно быстрое его срабатывание. Отключение и включение ненагруженных трансформаторов могут сопровождаться перенапряжениями. Безопасный для изоляции трансформатора процесс коммутации обеспечивается предварительным заземлением нейтрали при отключении отделителем намагничивающего тока трансформатора 110-220 кВ, а также при коммутациях с помощью выключателей 110 кВ, не имеющих шунтирующих сопротивлений (при наличии сопротивлений возможно возникновение значительных перенапряжений).
Отключать и включать ненагруженный трансформатор, к нейтрали которого подключен дугогасящий реактор, во избежание появления перенапряжений необходимо после отключения дугогасящего реактора.
Заземление и отключение нейтрали трансформатора может производиться разъединителем без снятия напряжения с трансформатора. Однако следует иметь в виду, что такие операции недопустимо выполнять в сетях с изолированной нейтралью, имеющих в этот момент однофазное замыкание на землю, или на автотрансформаторах, работающих, как правило, с глухим заземлением нейтрали.
9. Периодические осмотры и контроль состояния трансформатора
В электроустановках с постоянным дежурным персоналом осмотры и контроль состояния главных трансформаторов (электростанций и подстанций), а также трансформаторов собственных нужд производятся не реже 1 раза в сутки; остальные трансформаторы должны осматриваться не реже 1 раза в неделю на установках с постоянным дежурством, не реже 1 раза в месяц на установках без постоянного дежурства и не менее 1 раза в 6 мес на трансформаторных пунктах.
В зависимости от местных условий (загрязненность атмосферы, высокая температура окружающего воздуха и другие климатические факторы), а также при наличии недостатков в конструкции трансформатора осмотры могут производиться чаще.
На энергопредприятиях ежегодно составляют графики проведения осмотров, при этом периодические осмотры трансформаторов приурочиваются к осмотрам другого оборудования энергоблока электростанций. При возникновении неполадок трансформаторы подвергаются более частым внеочередным осмотрам. При плановом периодическом осмотре проверяют состояние внешней изоляции: степень загрязненности, целостность фарфоровых покрышек и опорной изоляции, а также вводов и разрядников (при их наличии); проверяют также отсутствие посторонних предметов, сокращающих изоляционные расстояния. Помимо внешнего визуального осмотра в дневное время периодически в ночное время ведется проверка отсутствия коронирования на верхней части вводов, причем на особо ответственных подстанциях эту проверку выполняют с применением средств тепловизионной техники, выявляя места перегревов внешних элементов конструкции трансформатора (узлы подсоединения вводов).
По маслоуказателям различной конструкции определяется допустимый уровень масла в расширителе и во вводах трансформатора. Несоответствие уровня масла может быть вызвано разными причинами. В каждом случае следует внимательным осмотром выявить места утечки масла. По манометру герметичных вводов проверяется маслоплотность вводов и наличие внутренних дефектов. При осмотре проверяется наличие масла в газовом реле (через смотровое окно), а также состояние отсчетного клапана на маслопроводе между газовым реле и расширителем. Должно быть проверено состояние предохранительного клапана на отсутствие течи через него. Проверяют целостность и исправность манометров и термосигнализаторов, элементы системы охлаждения; выявляют (используя вибрографы) маслонасосы с поврежденными подшипниками и своевременно заменяют их. Повышенная вибрация может привести к повреждению крыльчаток вентиляторов обдува системы охлаждения. Обломившаяся часть крыльчатки повреждает охладитель, вызывает течь масла. При осмотре проверяется также состояние силикагеля в воздухоосушителе.
По шуму, издаваемому трансформатором, можно фиксировать наличие в трансформаторе внутренних дефектов. Прослушивание трансформатора целесообразно вести при кратковременном отключении вентиляторов системы охлаждения. Возможно выявление внутренних дефектов по характерному потрескиванию (щелчкам) в баке трансформатора при наличии недопустимых разрядов в отдельных элементах конструкции активной части. Неудовлетворительное закрепление элементов на баке трансформатора вызывает дребезжащий звук.
По показаниям манометра системы азотной защиты трансформатора определяется необходимость подпитки или ремонта дыхательных резиновых емкостей. Периодически согласно инструкции по эксплуатации производится отбор пробы масла на химический и хроматографический анализы. По содержанию воздуха в масле определяют нормальное состояние пленочной защиты трансформатора, а по росту влагосодержания - качество герметизации (уплотнений). По анализу газов определяют наличие внутренних повреждений. Проверяется целостность мембраны выхлопной трубы. У трансформатора с нарушенной мембраной со временем произойдет недопустимое увлажнение масла, а затем и твердой изоляции.
Во время осмотра, как правило, никакие работы не выполняются. При обнаружении значительного повреждения дальнейший осмотр прерывается, дефект устраняется. Только после этого осмотр возобновляется и завершается. Его следует выполнять при строгом соблюдении правил техники безопасности, выдерживая безопасные расстояния при приближении к токоведущим частям, находящимся под напряжением (особенно при работе на высоте с лестницы, например при осмотре газового реле).
Помимо плановых осмотров в экстремальных случаях (значительное снижение температуры окружающего воздуха, ураган, сильный снегопад, гололед) или после землетрясения выполняют внеочередные осмотры. Эти осмотры следует выполнять также после близких коротких замыканий, появления сигнала газового реле, а также при работе трансформатора в режиме аварийной перегрузки. При длительной перегрузке тщательно следят за уровнем масла в расширителе. В эксплуатации отмечены случаи срабатывания в режиме перегрузки предохранительных клапанов в трансформаторах с пленочной защитой масла. Чтобы предупредить срабатывание предохранительных клапанов при таком режиме, возможно, потребуется слив некоторого объема масла из бака трансформатора.
После землетрясения следует особенно внимательно обследовать фундамент и фланцевые соединения трансформатора с выносной системой охлаждения, а также уплотнения вводов 110 кВ и выше и произвести снятие круговой диаграммы у устройств РПН.
Контроль за состоянием трансформатора обеспечивает его безаварийную работу в течение всего срока службы. Номенклатура, периодичность проведения испытаний и измерений определены нормами [3]. Большинство испытаний и измерений проводят на отключенном трансформаторе.
В последние 10-15 лет большое внимание уделяется как усовершенствованию качества контроля состояния трансформаторов путем применения новых средств и методов диагностики, так и удешевлению контроля путем отказа на основе технико-экономического обоснования от некоторых неэффективных видов проверок. Например, проведенный во ВНИИЭ анализ показал, что затраты на регулярные анализы пробы масла массовых трансформаторов I и II габаритов значительно превышают убытки от некоторого повышения повреждаемости этих трансформаторов. Поэтому Минэнерго СССР решением от 1980 г. отменило анализ пробы масла из всех трансформаторов мощностью до 630 кВ
·А.
10. Испытания трансформатора и профилактические работы, связанные с его отключением
Испытания и измерения силовых трансформаторов, регламентируемые [2, 3], производятся с определенной периодичностью в процессе эксплуатации в целях проверки основных технических характеристик трансформатора и отдельных его узлов.
При работе трансформатора в энергоблоке эти испытания приурочиваются ко времени вывода в ремонт котла, турбины и турбогенератора.
В объем испытаний и измерений входят испытания, позволяющие оценить состояние изоляции, а также:
измерение потерь холостого хода при малом однофазном возбуждении;
измерение активного сопротивления обмоток (R60 и R15, т.е. через 60 и 15 с после включения мегаомметра);
измерение коэффициента трансформации;
проверка группы соединения обмоток;
испытание изоляции приложенным напряжением.
Состояние изоляции оценивается по результатам измерения R60 и R15 каждой обмотки по отношению к другим заземленным обмоткам. Измерения производят при температуре не ниже 10 °С у трансформаторов мощностью до 80 МВ
·А и напряжением до 150 кВ и при температуре не менее нижнего значения температуры, приведенного в паспорте, у трансформаторов 220-1150 кВ и у трансформаторов мощностью свыше 80 МВ
·А, напряжением 110 и 150 кВ. У трансформаторов, не подвергавшихся прогреву, за температуру измерений принимается температура верхних слоев масла, а у трансформаторов, подвергавшихся нагреву, - средняя температура обмотки ВН фазы В, определяемая по сопротивлению постоянному току не ранее чем через 1-1;5 ч после отключения нагрева (или отключения трансформатора из работы) на спаде температуры.
Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром 2500 В. Тангенс угла диэлектрических потерь (tg
·) измеряется по перевернутой схеме при напряжении 10 кВ, но не более 60 % испытательного напряжения.
В процессе ревизии активной части трансформатора (в период монтажа, ремонта, сушки изоляции) состояние увлажненности его обмоток оценивается измерением отношения
·С/С с помощью серийного прибора ПЕКИ-1 (в энергосистемах применяют также старые приборы ПКВ-7). Результат измерения
·С/С не нормируется, но используется при комплексном рассмотрении характеристик изоляции, полученных другими способами измерений. Результаты проведенных измерений сравнивают с заводскими характеристиками, приведенными в паспорте трансформатора. При необходимости результаты измерения R60 и tg
· приводят к температуре, указанной в паспорте, путем пересчета в зависимости от разности температур.
Характеристики изоляции необходимо измерять всегда по одним и тем же схемам и в определенной последовательности.
При комплексном рассмотрении результатов измерений (сопротивление изоляции, tg
·, емкости обмоток относительно земли и друг друга, относительного прироста емкости при изменении частоты или длительности разряда) дается предварительная оценка состояния изоляции и заключение о необходимости сушки изоляции. При вводе в эксплуатацию нового трансформатора необходимо принимать во внимание условия транспортировки, хранения, правильность проведения монтажных работ, характеристики масла в баке трансформатора, а также длительность нахождения активной части в разгерметизированном состоянии при ревизии во время монтажа (то же при ремонте).
Измерение потерь холостого хода для трансформаторов 10000 кВ
·А и более производят при пониженном напряжении (возбуждении) перед измерениями сопротивления постоянному току, чтобы избежать повышения потерь XX из-за намагничивания стали трансформатора. Снятие остаточного намагничивания производят однократным плавным увеличением и последующим плавным снижением возбуждения переменным напряжением.
По результатам измерения определяют состояния магнитопровода трансформатора (замыкание листов стали магнитопровода, образование по различным причинам короткозамкнутых контуров в узлах крепления магнитопровода). Значение потерь XX в эксплуатации не нормируется, так как со временем из-за ухудшения свойств стали потери XX имеют тенденцию к повышению. Если магнитопровод не имеет дефектов, то измерения показывают равенство потерь на крайних стержнях (у новых трансформаторов различие не более 10 %) и увеличенное примерно на 30 % значение потерь на среднем стержне магнитопровода.
Потери XX у трехфазных трансформаторов измеряют при трехфазном или при однофазном возбуждении. Для измерения потерь при однофазном напряжении проводят три опыта с измерением:
замыкают накоротко обмотку фазы А при возбуждении фаз В и С трансформатора;
замыкают накоротко обмотку фазы В при возбуждении фаз А и С;
аналогично для фазы С.
Потери в трансформаторе
13EMBED Equation.31415,
где Р0А, Р0В и Р0А - потери, определенные при указанных трех опытах (за вычетом потребления прибора) при одинаковых значениях подводимого напряжения.
При измерении сопротивления обмоток постоянному току выявляют дефекты в местах паек (обрывы) обмотки, а также в различных контактах схемы соединения обмоток.
Сопротивление обмоток постоянному току измеряют по схеме "моста" или по методу падения напряжения (с помощью вольтметра и амперметра). Измерять сопротивление рекомендуется при установившейся температуре обмоток, которая указывается в протоколе испытаний вместе с температурой верхних слоев масла. В качестве источника используются аккумуляторные батареи необходимой емкости.
Для сравнения измеренных сопротивлений последние приводятся к одной температуре по формуле расчета. Для исключения ошибок, обусловленных индуктивностью обмоток, сопротивление нужно измерять только при полностью установившемся токе. Кроме того, для повышения точности измерений применяют схемы и выдерживают рекомендации, известные в практике измерений (в брошюре не рассматриваются). Оценку результатов производят путем сравнения полученных значений с данными измерений, полученными на заводе и приведенными в паспорте. Значения сопротивлений, полученные на соответствующих ответвлениях других фаз, не должны отличаться друг от друга более чем на 2 %, за исключением случаев, когда это оговорено паспортными данными или заводскими протоколами.
При измерении коэффициента трансформации выявляют неправильное подсоединение отводов устройств РПН и правильность установки привода устройств ПБВ, повреждения обмоток. Коэффициент трансформации измеряют с помощью специальных электрических схем (мостов) по способу компенсации или методом двух вольтметров, один из которых присоединяется к обмотке низшего, а другой - к обмотке высшего напряжения. Класс точности измерительных вольтметров должен быть не ниже 0,2.
Путем проверки группы соединения обмоток определяют тождественность группы соединения обмоток трансформаторов, предназначенных для параллельной работы. В трехфазных трансформаторах, имеющих две и более обмоток разных напряжений, каждая из обмоток может быть соединена по любой схеме. Комбинация схем соединений высшего напряжения и низшего называется группой соединения, характеризующей угловой сдвиг векторов линейного напряжения обмотки низшего напряжения относительно векторов линейного напряжения обмотки высшего напряжения. Поэтому при несоблюдении тождественности групп соединения между обмотками трансформаторов возникают уравнительные токи, значительно превосходящие номинальные токи трансформаторов. Эти уравнительные токи вызывают чрезмерные перегревы изоляции (интенсивное старение), что приводит к повреждению трансформатора.
Наиболее характерными недостатками, выявленными при проверке группы соединения обмоток, являются неправильно выполненная маркировка вводов трансформатора и неправильное подсоединение отводов обмоток к вводам.
Группы соединения обмоток проверяют одним из следующих способов: двумя вольтметрами, постоянным током, фазометром (прямой метод), с помощью специального моста - одновременно с измерением коэффициента трансформации (компенсационный метод).
Метод двух вольтметров основан на совмещении векторных диаграмм первичного и вторичного напряжений и измерении напряжения между соответствующими выводами с последующим сравнением этих значений с расчетными, приведенными в справочных таблицах.
Совмещение достигается соединением между собой одноименных выводов и а обмотки ВН и НН. Для исключения возможных ошибок при испытании трехфазных трансформаторов необходимо обращать внимание на симметрию трехфазного напряжения питания. Подачу напряжения допускается производить со стороны любой из обмоток. Метод применим для однофазных и трехфазных трансформаторов. Применяются также методы постоянного тока и фазометра.
Проверку электрической прочности изоляции производят в период монтажа и в дальнейшем в процессе эксплуатации согласно [3].
В момент приложения повышенного напряжения в изоляции трансформатора создается увеличенная напряженность поля, что способствует выявлению дефекта. Характерными недостатками, обнаруживаемыми при проверке изоляции, являются:
нарушение (сокращение) расстояния между гибкими неизолированными отводами обмоток НН в месте их подсоединения к шпильке ввода;
местные увлажнения и загрязнения (наличие посторонних предметов) изоляции, особенно на участках отводов НН;
наличие в трансформаторе воздушных пузырей и др.
Изоляцию обмоток вместе с вводами испытывают повышенным напряжением промышленной частоты в течение 1 мин, поочередно приложенным к каждой обмотке при заземленных на бак и закороченных остальных обмотках.
Мощность испытательного трансформатора зависит от зарядной мощности испытываемой обмотки и определяется ее емкостью и значением испытательного напряжения и выбирается из условия допустимости нагрева измерительного трансформатора емкостным током испытуемого объекта.
В зависимости от класса напряжения трансформаторы до 35 кВ испытываются без предварительного нагрева, т.е. в холодном состоянии.
При испытательных напряжениях, превышающих 100 кВ, или при испытании трансформаторов со значительной емкостью, которая может исказить коэффициент трансформации испытательного трансформатора, измерение испытательного напряжения производят на стороне ВН с помощью шаровых разрядников или измерительных трансформаторов. В процессе испытания дефекты в трансформаторе при пробое изоляции выявляют по характерному звуку, выделению газа и дыма, по результатам газохроматографического анализа масла, по показаниям приборов измерений частичных разрядов (электрическим или акустическим методом).
В эксплуатации после ремонта с полной или частичной заменой обмоток при наличии испытательных средств производят испытание внутренней изоляции обмоток (витковой, межкатушечной) трансформатора индуктированным напряжением повышенной или промышленной частоты. При испытании напряжение подводят к одной из обмоток, другие остаются разомкнутыми.
Измерение потерь и напряжения короткого замыкания производится в эксплуатации в целях определения и нормирования значений uк и Рк трансформаторов, прошедших ремонт с заменой обмоток. По значению uк с последующим расчетом сопротивления КЗ ZK можно выявлять повреждение обмоток (деформацию) и необходимость вывода трансформатора в ремонт.
Опыт КЗ проводят, как правило, при токе не менее 25 % номинального тока на номинальной ступени напряжения обмоток, а для трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой - и на крайних положениях переключателя ответвлений.
Фазировку проводят перед включением трансформаторов на параллельную работу после монтажа или проведенного ремонта. Проверяют при этом допустимость параллельной работы как самих трансформаторов, так и трансформаторов с энергосистемой.
При фазировке поочередно производят измерение напряжений между фазой. подключаемого трансформатора и тремя фазами сети в целях отыскания совпадающих фаз, между которыми напряжение должно быть равно нулю. Для снижения опасности измерение обычно производят на стороне НН.
Для фазировки при вводе в работу используют два метода - прямой и косвенный:
при прямом методе фазировку производят непосредственно на находящейся под рабочим напряжением ошиновке трансформатора или на несвязанных с этой ошиновкой аппаратах, оборудовании;
при косвенном методе при фазировке используют трансформаторы напряжения, присоединенные к фазируемым частям электроустановки, и фазировку производят во вторичных цепях трансформаторов напряжения. Косвенный метод фазировки менее опасен, но более трудоемок.
Более подробно о методах фазировки изложено в [6]. Фазировка считается законченной в случае совпадения всех трех фаз (нулевые показания вольтметра).
Методы испытаний трансформаторного масла. Масло в силовых трансформаторах, особенно мощных, находится под периодическим контролем. При комплексном обследовании трансформатора состояние масла определяет его работоспособность.
Свежее трансформаторное масло имеет светло-желтый или светлый цвет и определенные нормируемые показатели, определяющие физико-химические и диэлектрические свойства.
Стабильность масла (сохранение начальных свойств) в действующих трансформаторах с течением времени постепенно снижается. Если в начале эксплуатации изменение свойств масла почти не обнаруживается (при отсутствии дефекта в трансформаторе), то в дальнейшем значительное снижение стабильности приводит к изменениям, видимым при простом осмотре, - масло заметно мутнеет. Масло с ухудшенными показателями имеет увеличенное кислотное число и зольность, в нем появляются нежелательные компоненты (низкомолекулярные кислоты), которые в свою очередь ухудшают свойства бумажной изоляции и взаимодействуют с металлами. В таком масле появляются осадки, которые еще интенсивнее ухудшают изоляционные характеристики трансформатора. Поэтому важно своевременное определение восприимчивости масла к старению. В гл. 4 приведены предельно допустимые показатели физико-химических и диэлектрических свойств как вновь заливаемого, так и эксплуатационного трансформаторного масла.
Электрическая прочность является одной из основных характеристик масла, которая определяется по пробивному напряжению. Испытания проводятся в стандартном разряднике, представляющем собой два плоских или сферических электрода диаметром 25 мм, расположенных взаимно параллельное фарфоровой ванночке на расстоянии 2,5 мм друг от друга. Для испытаний можно использовать аппараты АИИ-70, АИМ-80 либо другого типа.
Для свежего масла пробивное напряжение должно быть не менее 30 кВ. Масло с таким пробивным напряжением может быть залито в ряд трансформаторов без специальной подготовки. Для трансформаторов 35 кВ и выше требования более жесткие (см. табл. 2 в гл. 4).
Снижение пробивного напряжения свидетельствует, как правило, о загрязнении масла водой, воздухом, волокнами и другими примесями. Практически любое повреждение в трансформаторе со временем приводит к снижению пробивного напряжения масла.
Тангенс угла диэлектрических потерь масла (tg д масла) характеризует свойства трансформаторного масла как диэлектрика. Диэлектрические потери для свежего масла характеризуют его качество и степень очистки, а в эксплуатации - степень загрязнения и старения масла. Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tg д) приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.
Для определения tg д масло заливают в специальный сосуд с цилиндрическими или плоскими электродами. Измерение производят с применением моста переменного тока Р525 или Р5026, а также другого типа.
Изготовитель трансформаторного масла нормирует tg д при температуре 90 °С. Однако в [5] tg д в эксплуатации нормирован при 20 и 70 °С. Для комплексной оценки состояния трансформатора и его узлов в эксплуатации tg д целесообразно измерять при всех трех температурах, т.е. при 20, 70 и 90 °С.
Пробивное напряжение и тангенс угла диэлектрических потерь определяют в электротехнической лаборатории. Они не всесторонне характеризуют степень годности и степень старения масла. Поэтому в химической лаборатории проверяют дополнительно ряд физико-химических показателей трансформаторного масла. В их числе следующие.
Цвет масла у большинства масел светло-желтый. У высококачественных масел, изготовляемых в настоящее время (марки ГК или Т-1500), цвет светлый.
В эксплуатации под влиянием ряда факторов (в частности, нагрева, загрязнений, электрического поля) из-за образующихся смол и осадков масло темнеет. Темный цвет свежего масла характеризует отклонения в технологии изготовления масла на заводе-изготовителе. Показатель цвета масла служит для ориентировочной оценки его качества, как в отечественной, так и в зарубежной практике.
Механические примеси - нерастворенные вещества, содержащиеся в масле в виде осадка или во взвешенном состоянии. Волокна, пыль, продукты растворения в масле компонентов, применяемых в конструкции трансформатора (краски, лаки и т.п.), просматриваются на просвет в стеклянном сосуде после предварительного встряхивания. Другие примеси появляются в масле после внутренних повреждений (электрической дуги, мест перегревов) в виде обуглившихся частиц. При очень сильном загрязнении масло подлежит восстановлению или замене.
По мере старения в масле появляются осадки (шлам), которые, осаждаясь на изоляции, ухудшают ее изоляционные свойства.
Примеси у большинства трансформаторов проверяют на просвет визуально. Если они не обнаруживаются, то считается, что их количество не превышает 50 г на 1 т масла. У особо ответственных трансформаторов (более 750 кВ) предельно нормируемое количество примесей составляет 5-15 г/т. Такое количество примесей можно фиксировать только с применением более точных методов контроля, например, некоторое количество масла пропускается через фильтр, который взвешивается до и после прокачки масла; разность массы показывает количество осадка.
Влагосодержание как показатель состояния масла тщательно контролируется в эксплуатации. Ухудшение этого показателя свидетельствует о потере герметичности трансформатора или о работе в недопустимом нагрузочном режиме (интенсивное старение изоляции под воздействием значительных температур).
Влагосодержание определяется по количеству водорода, выделяющегося при взаимодействии масла с гидридом кальция за определенное время.
Температура вспышки масла характеризует степень испаряемости масла. В эксплуатации она постепенно увеличивается за счет улетучивания легких фракций (низкокипящих). Температура вспышки для обычных товарных масел колеблется в пределах 130-150 °С, а для арктического масла - от 90 до 115 °С и зависит от упругости их насыщенных паров. Чем ниже упругость паров, чем выше температура вспышки, тем лучше можно дегазировать и осушать масло перед заливкой в трансформаторы. Минимальная температура вспышки масла установлена не столько по противопожарным соображениям (хотя это также является важным фактором), сколько с точки зрения возможности глубокой их дегазации. В отношении пожарной безопасности большую роль играет температура самовоспламенения - это температура, при которой масло при наличии воздуха над поверхностью загорается самопроизвольно без поднесения пламени, у трансформаторных масел эта температура равна примерно 350-400 °С.
Из-за испарения легких фракций ухудшается состав масла, растет вязкость, образуются взрывоопасные и другие газы. При разложении масла под воздействием высоких температур (электрической дуги) его температура вспышки резко снижается.
Для определения температуры вспышки масло заливается в закрытый сосуд (тигль) и нагревается. Выделяемые пары масла, смешиваясь с воздухом, образуют смесь, которая вспыхивает при поднесении к ней пламени или под воздействием электрической дуги.
Кислотное число масла - это количество едкого кали (КОН), выраженного в миллиграммах, которое необходимо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла. Этот показатель характеризует степень старения масла, вызванного содержанием в нем кислых соединений. Он служит для предупреждения появления в масле продуктов глубокого окисления в действующем оборудовании (осадки, нерастворимые в масле). Кислотное число не должно превышать 0,25 мг КОН на 1 г масла.
Водорастворимые кислоты и щелочи, содержащиеся в масле, свидетельствуют о низком качестве масла. Они могут образовываться в процессе изготовления масла при нарушении технологии производства, а также в эксплуатации в результате окисления масел. Эти кислоты вызывают коррозию металла и способствуют старению твердой изоляции.
Для обнаружения кислот применяется 0,02 %-ный водный раствор метилоранжа, а для обнаружения щелочи и мыл -1 %-ный спиртовой раствор фенолфталеина, которые меняют свой цвет в присутствии нежелательных компонентов. При наличии водорастворимых кислот и щелочей производится регенерация масла.
Стабильность масла проверяется в эксплуатации при получении партий свежего масла путем проведения его искусственного старения (окисления) в специальных аппаратах. Не всегда свежее, вновь прибывшее масло соответствует действующим нормам. Масло с неудовлетворительными характеристиками должно возвращаться заводу-изготовителю. Стабильность масла характеризует долголетие масла, определяет срок его службы и выражается двумя показателями - процентным содержанием осадка и кислотным числом.
Натровая проба характеризует степень отмывки масла от посторонних примесей. Этот показатель также используется лишь для свежего масла и в эксплуатации не проверяется.
Температура застывания проверяется для масла трансформаторов, работающих в северных районах. Эта наибольшая температура, при которой масло застывает настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° его уровень в течение 1 мин остается неизменным. Недопустимое повышение вязкости масла из-за снижения температуры окружающего воздуха может стать причиной повреждения подвижных элементов конструкции трансформатора (маслонасосы, РПН), а также ухудшает теплообмен, что приводит к перегреву и старению изоляции (особенно витковой) токоведущих частей трансформатора.
Газосодержание масла в мощных герметичных трансформаторах должно соответствовать нормам. Измерение этого показателя производится абсорбиометром. Возможно также измерение суммарного газосодержания с помощью хроматографа. Косвенно по этому показателю определяется герметичность трансформатора. Повышение содержания газа (в том числе воздуха) в масле приводит к ухудшению его свойств - возрастает интенсивность окисления масла кислородом воздуха, и, кроме того, несколько снижается электрическая прочность изоляции активной части трансформатора.
Для всестороннего изучения свойств свежего масла используют и другие показатели, которые здесь не рассматриваются.
11. Испытания трансформаторов без вывода из работы
Хроматографический анализ растворенных в масле газов
Около 20 лет назад, в дополнение к изложенному выше традиционным методам контроля за состоянием трансформатора, стали применять хроматографический анализ растворенных в масле газов (ХАРГ) в качестве эффективного средства ранней диагностики медленно развивающихся повреждений. В настоящее время ХАРГ широко применяют во всех развитых странах, существуют международные нормы как по процедуре ХАРГ, так и по трактовке результатов анализа.
В СССР применяют ХАРГ во всех энергосистемах, причем на Украине благодаря применению ХАРГ существенно уменьшен объем обслуживания трансформаторов (увеличена периодичность обязательного применения некоторых традиционных измерений). Измерения tg дИЗ, сопротивления изоляции, сопротивления обмоток постоянному току, потерь XX при пониженном напряжении обязательны при вводе в эксплуатацию, капитальном ремонте, а также по требованию изготовителя; в остальных случаях допускается не производить эти измерения (решение Минэнерго УССР от 1980 г.).
Хроматографический метод позволяет:
следить за развитием процессов в трансформаторе;
предвидеть повреждения, не обнаруживаемые традиционными способами;
характеризовать повреждения и ориентироваться при определении места повреждения.
При чувствительности анализа 10-4-10-5 % объема надежно фиксируются такие виды повреждений, как перегревы конструкционных частей трансформатора или его твердой изоляции.
При существующем рабочем фоне газов в масле действующих трансформаторов своевременное обнаружение дефектов изоляции, поврежденной частичными разрядами, затруднительно.
Из-за скоротечности витковых и межкатушечных замыканий хроматографический анализ неэффективен и не выявляет такие повреждения.
При превышении предельных значений характерных газов в целях выявления динамики их роста в масле трансформатора применяется способ периодической дегазации масла на действующих трансформаторах с последующим хроматографическим анализом газосодержания масла (спектра, динамики роста). При дегазации трансформатор как бы кратковременно очищается от газов, чтобы затем лучше проявлялась динамика роста газов.
Хроматографический метод не позволяет учитывать незначительные изменения в состоянии трансформаторов и устанавливать связь между серьезностью повреждения и скоростью изменения концентрации газов. Почти невозможно определить зарождение изменения недостатка конструкции трансформатора при опасном повреждении изоляции "ползущим" разрядом (например, при повреждении в первом канале между обмоткой ВН и изоляционным цилиндром). В этот момент повреждения количество газа (его спектр) не превышает (или находится на уровне) предельных значений составляющих спектра газов рабочего фона. В завершающей же стадии "ползущий" разряд скоротечен, и поэтому хроматографическим анализом его невозможно своевременно выявить.
Для определения наличия повреждения в работающем трансформаторе посредством анализа растворенных в масле газов применяют маслоотборное устройство, систему выделения растворенных в масле газов, газоанализатор, нормировочные данные по отбраковке трансформатора.
Хроматографический анализ масла выполняется в энергосистемах в соответствии с действующими указаниями [9].
В Донбассэнерго была проведена работа по проверке хранения (сохранности) газов в пробе масла в шприце. Установлено, что после двух недель хранения концентрация углеводородных газов, оксида и диоксида углерода уменьшается не более чем на 20 %, а водород почти полностью исчезает из пробы масла. В зарубежной практике конструкция шприцов дает возможность хранить образцы масла около 2 мес. Поэтому при организации работы по хроматографии вопрос возможной длительности хранения пробы масла в шприцах следует учитывать.
Существует несколько способов выделения газов из масла, которым соответствуют свои способы отбора пробы масла. Наибольшее распространение как в отечественной, так и в зарубежной практике нашел метод отбора пробы масла в стеклянные шприцы объемом 5 и 10 мл. Для отбора пробы масла на трансформаторе имеется специальный патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен от загрязнений, при этом для удаления застоявшегося в патрубке масла необходимо слить некоторое его количество.
Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в специальную тару с гнездами для шприцов, маркируют пробу и отправляют в лабораторию. При маркировке пробы следует фиксировать энергообъект (электростанция или подстанция), стационарный номер трансформатора, место отбора пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора, кем выполнен отбор. Основное требование при отборе и доставке пробы масла в центральную лабораторию - обеспечить герметичность и не допустить загрязнения или увлажнения масла.
Экстрагирование (выделение газов в стеклянном сосуде с применением вакуума и барботирования) масла является наиболее распространенным в отечественной и зарубежной практике. Выделенный объем газа разделяется в хроматографе на составляющие.
В отечественной и мировой практике определяют содержание (концентрацию) следующих газов: углекислого газа СО2, оксида углерода СО, водорода Н2, кислорода О2, азота N2; углеводородов - метана СН4, ацетилена С2Н2, этилена С2Н4, этана С2Н6 и др. Кроме того, определяют соотношение концентраций некоторых наиболее показательных (характерных) газов и рост их концентрации по сравнению с предшествующим регулярным измерением.
Отечественные нормы [9], разработанные ВНИИЭ при участии ряда других НИИ, предусматривают использование информации по концентрации газов:
для выявления дефектов твердой изоляции - СО2;
для выявления повышенного нагрева металла и частичных разрядов (ЧР) в масле (дефекты токоведущих частей, в первую очередь контактных соединений, повышенный нагрев поверхности магнитопровода и конструкционных деталей, в том числе с образованием короткозамкнутых контуров), С2Н2,С2Н4 при пленочной защите дополнительно используют концентрации водорода и метана, а также скорость роста концентрации этих четырех газов и этана. По этим данным определяют, где расположен источник ЧР - в масле или в твердой изоляции. Более подробную информацию о степени опасности дефекта получают по отношениям концентраций характерных газов.
Анализ различен для старых и новых трансформаторов, на-I пример в старых трансформаторах наличие СО и СО2 может характеризовать не наличие дефекта, а естественный повышенный тепловой износ.
Перегревы конструкционных частей и магнитопровода в трансформаторе подразделяются по температуре на две группы: перегревы с температурой ниже 350 °С, перегревы с температурой 350-450 °С.
Характерными газами для перегревов конструкционных частей и магнитопровода в силовых трансформаторах являются этилен и ацетилен. Вопрос о выводе трансформатора в капитальный ремонт решается при появлении в масле трансформаторов одного из этих газов или обоих вместе в определенных количествах.
Перегревы твердой электрической изоляции силовых трансформаторов можно фиксировать только посредством ХАРГ. Газовое реле в этом случае не реагирует и может начать действовать лишь в завершающей стадии повреждения изоляции, сопровождающейся значительным газовыделением (например, при завершении "ползущего" разряда). Характерный газ при перегреве твердой изоляции -диоксид углерода СО2. Вывод трансформатора в ремонт для обнаружения повреждения, вызванного перегревом (повреждением) твердой изоляции, производится по предельным значениям газов спектра, особенно СО2.
При ХАРГ следует учитывать способ защиты масла от увлажнения. При защите воздухоосушителем в спектре будет отмечен кислород, при азотной защите - азот. Наличие воздуха (кислорода) в спектре в случае пленочной защиты показывает потерю ее герметичности.
При установлении характера повреждения и оценке степени его опасности достоверность анализа зависит от количества проведенных анализов за конкретный промежуток времени. В отечественной практике принята периодичность отбора проб масла для ХАРГ 1 раз в 6 мес, для вновь вводимых в работу трансформаторов 220-500 кВ, а также ПО кВ мощностью 60 МВ-А и более - ежедневно в течение первых трех суток работы, затем через 1, 3 и 6 мес. Для трансформаторов 750 кВ и выше дополнительно производится ХАРГ через две недели после включения.
Методы испытаний изоляции активной части трансформатора, не получившие широкого распространения (измерение ЧР)
На отдельных подстанциях, где установлены трансформаторы 750 кВ и выше, внедрен контроль частичных разрядов (ЧР) оборудования и, в частности, силовых трансформаторов. Контроль производится устройствами измерения ЧР двумя методами - электрическим и акустическим.
Следует обратить внимание, что измерение уровня ЧР специальным сигнализатором (СЧР) на подстанции, имеющей собственный (рабочий) фон ЧР, недостаточно эффективно для выявления дефектов в силовых трансформаторах. СЧР фиксирует в целом различные отклонения на действующей подстанции, но не обеспечивает селективную отбраковку поврежденного оборудования. В большинстве случаев он сигнализует лишь о появившихся отклонениях в работе подстанции. Однако СЧР достаточно эффективны при их использовании на заводах-изготовителях трансформаторов.
Акустический способ выявления дефекта активной части трансформатора точно определяет местоположение источника недопустимых ЧР (локация ЧР). Этот способ основ "$
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·сан на измерении запаздывания акустической волны, возбуждаемой частичным разрядом, т.е. времени ее прохождения от источника разрядов до акустического датчика (или разности времен прохождения волны до соответствующих датчиков, установленных в различных точках стенки бака).
В настоящее время перечисленные способы измерения частичных разрядов целесообразно использовать в отдельных случаях на особо ответственных энергообъектах напряжением 750 кВ и выше, а также при переводе состояния опытно-промышленных образцов трансформаторов.
Испытание комплектующих частей и вспомогательного оборудования
В ряде энергосистем внедрен контроль состояния оборудования по выявлению мест перегревов. Применительно к силовым трансформаторам используется тепловизионный метод для выявления перегрева наружных частей трансформатора. С помощью этого метода своевременно обнаруживаются перегревы верхнего контактного узла вводов ВН и тем самым предупреждаются особо опасные повреждения трансформатора, сопровождающиеся пожаром. Этим методом эффективно фиксируются перегревы мест присоединения токопровода к вводам НН, а также перегревы на поверхности бака и др.
Наибольшее распространение в энергетике получили отечественные тепловизоры марки ТВ-03.
Портативный прибор марки ИСП-1 используется для диагностирования подшипников в маслонасосах систем охлаждения трансформаторов. Состояние подшипников в электронасосах оценивается по измеренному уровню высокочастотных вибраций.
12. Комплексная оценка состояния трансформатора
Анализ состояния действующих трансформаторов в эксплуатации производится по комплексу показателей (результатов измерений и испытаний), объединенных причинно-логической связью в диагностические схемы.
В используемых энергосистемами диагностических схемах основой является ХАРГ. До сих пор отсутствует единая диагностическая схема для всех энергосистем.
Диагностирование состояния мощных трансформаторов производится квалифицированным персоналом с привлечением специалистов научных организаций Минэнерго СССР и завода-изготовителя.
При диагностировании выявляются недостатки трансформатора, решаются вопросы необходимости вскрытия, разборки или ремонта, разрабатываются предупредительные меры, даются рекомендации по дальнейшей эксплуатации трансформаторов.
При диагностировании сложным является определение работоспособности действующего трансформатора, т.е. решение вопроса его временной эксплуатации до принятия предупредительных мер. Так, например, трансформатор с ухудшенными из-за увлажнения характеристиками изоляции является неисправным, но может оставаться некоторое время работоспособным. Если за это время неисправность устраняется, например, путем осушки масла и изоляции с помощью термосифонных фильтров во время работы трансформатора, то трансформатор по состоянию вновь оказывается и исправным, и работоспособным. Следует также помнить, что дефекты, заложенные в конструкции трансформатора в период проектирования и изготовления, могут в период эксплуатации как бы "вызревать". Кроме того, вследствие взаимосвязи между элементами конструкции дефект одного из них, менее опасный, вызовет не только изменение состояния его самого, но и значительное ухудшение состояния соприкасающегося с ним более важного элемента (например, непредвиденное, интенсивное старение изоляции токоведущего элемента схемы обмоток), что приведет к повреждению трансформатора. Следовательно, при диагностировании следует различать "вторичные" повреждения, развивающиеся как следствие первоначальных дефектов. Поэтому правильно разработанная диагностическая схема рассматривает трансформатор как систему взаимосвязанных узлов и деталей.
Для исключения ошибок при диагностировании состояния трансформатора целесообразно помимо основной схемы диагностики использовать классификационные схемы отказов, которые помогают правильно фиксировать дефект и устанавливать обоснованный диагноз состояния трансформатора.
Некоторые примеры упрощенной комплексной оценки приведены в [8].
Большую роль в развитии диагностирования должны сыграть устройства и системы для проведения непрерывного ХАРГ, например, при помощи навесных устройств с непрерывным отбором газов через мембрану в стенке бака. Первые такие устройства уже внедряются в Канаде [12], Японии и других странах.
13. Некоторые сведения о защите трансформаторов
Контрольные и защитные устройства предназначены для обеспечения надежной и бесперебойной работы трансформатора. Работа трансформатора без таких устройств невозможна. Ряд контрольно-измерительных устройств входит в конструкцию трансформатора.
Маслоуказатель, устанавливаемый на расширителе, позволяет проверить уровень масла при заливке (сливе) масла, в процессе эксплуатации контролировать уровень масла, а также в случае необходимости регулировать объем масла в трансформаторе.
Термометрический сигнализатор (манометрический термометр) устанавливается на крышке бака и обеспечивает контроль температуры масла в верхних слоях, где оно, как правило, наиболее нагрето. Корпус термосигнализатора со шкалой и стрелкой, указывающей температуру, устанавливают на баке с внешней стороны на высоте, удобной для наблюдения. Термометрический сигнализатор снабжен контактами, замыкающими сигнальную цепь при достижении определенной заданной температуры. На мощных трансформаторах устанавливают два термосигнализатора. Один из них используют для контроля температуры масла, а второй - для автоматического управления системой охлаждения.
Газовое реле предназначено для своевременного предупреждения (сигналом) или отключения трансформатора при внутренних повреждениях активной части, сопровождающихся разложением масла и изоляционных материалов, а также сигнализирует при упуске масла из трансформатора. При внутренних повреждениях трансформатора выделяемые газы поднимаются к крышке трансформатора и направляются к газовому реле. Для правильной ориентации газа к газовому реле патрубок, соединяющий крышку бака и расширитель, имеет уклон. При установке трансформатора на фундаменте также предусматривается уклон. Тем самым обеспечивается движение газа к газовому реле.
При значительных внутренних повреждениях, связанных с интенсивным газовыделением, в баке трансформатора создаются повышенное давление и значительные перетоки масла и газа через газовое реле, что приводит к срабатыванию газового реле на отключение. При незначительных повреждениях газы постепенно скапливаются в газовом реле, что приводит к срабатыванию реле на сигнал. У особо ответственных трансформаторов сигнальные контакты газового реле введены в цепь защиты на отключение. Газовая защита является наиболее чувствительной и универсальной защитой трансформатора, но уступающей дифзащите по быстродействию при внутренних повреждениях. Она реагирует на такие опасные повреждения, как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного первичного тока при таком повреждении. В эксплуатации встречаются различные конструктивные исполнения газового реле: поплавковые, лопастные и чашечные.
Струйное и реле давления используются, как правило, для защиты устройств РПН, размещаемого в отдельном баке, вне основного бака трансформатора. В некоторых старых конструкциях РПН в качестве струйного использовано газовое реле, но это нежелательно, так как нормальная работа контактора этих устройств сопряжена с выделением газа. Струйное реле обеспечивает контроль за циркуляцией масла в маслоохладителе и является прибором как показывающим (индикаторным), так и сигнальным.
Манометры (дифманометры) предназначаются для контроля за перепадом давления воды и масла в охладителе масловодяной системы охлаждения, за превышением давления масла над давлением воды, а также для фиксации давления в герметичных вводах. Манометры в системе охлаждения устанавливаются на патрубках охладителя -на входе и выходе воды и масла.
В маслонаполненных вводах манометры устанавливаются вблизи фланца ввода или выводятся на стенку бака (или на отдельную стойку вблизи бака, чтобы исключить нежелательное действие вибрации).
Контрольно-измерительные устройства имеют связь со шкафами автоматического управления дутьем, которые устанавливаются отдельно вблизи трансформатора. Аппаратура, встроенная в эти шкафы, автоматически включает и отключает двигатели дутья и маслонасосы системы охлаждения трансформатора в зависимости от температуры верхних слоев масла и тока нагрузки (имеется связь с трансформаторами тока).
Устройства РПН имеют указатель положения переключающего устройства, а также красную сигнальную лампу, сигнализирующую ход переключения. В рабочем положении при неподвижном переключающем устройстве лампа не горит и загорается и продолжает гореть в течение всего процесса переключения. Лампа гаснет при фиксации следующего рабочего положения. Автоматическое управление переключающим устройством РПН обеспечивается применением аппаратуры, установленной в шкафах рядом с трансформатором. Эти шкафы имеют связь с трансформаторами напряжения (тока). В зависимости от напряжения сети производится автоматическое отключение и включение приводного механизма РПН. На щитах управления подстанции (станции) устанавливаются приборы управления и сигнализации о работе РПН.
Релейная защита. В процессе работы трансформаторы воспринимают токи, превышающие не только номинальные токи, но и токи перегрузки. Чтобы сократить длительность воздействий токов КЗ и своевременно вывести трансформатор из работы, предусматривается релейная защита следующих видов:
дифференциальная защита - для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформатора;
токовая отсечка мгновенного действия - для защиты трансформаторов при повреждениях ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания;
максимальная токовая или максимальная токовая направленная защита (реагирующая на фазные токи, а также на токи нулевой и обратной последовательностей), максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения;
дистанционная защита.
В зависимости от мощности (а также в случае параллельной работы трансформаторов и необходимости повышения чувствительности защит) используется тот или иной способ или комбинация способов защиты.
Так, дифференциальная защита устанавливается на трансформаторах мощностью 6300 кВ*А и выше, а также при параллельно работающих трансформаторах мощностью 4000 кВ*А и выше, но может устанавливаться и на трансформаторах мощностью 1000 кВ*А для повышения чувствительности защит (токовая отсечка, максимальная токовая защита).
Повреждение вводов относят к наиболее опасным повреждениям трансформаторов, как правило, приводящим к пожару трансформатора, поэтому для своевременного обнаружения повреждения вводов применяется устройство контроля изоляции вводов (КИВ). Эта защита устанавливается на вводах 500 кВ и выше, имеющих специальный измерительный вывод от наружной обкладки изоляции ввода (конденсаторного типа). Выводы вводов трех фаз объединяются в звезду, и ток в нулевом проводе звезды подается на реле защиты. В связи с этим при повреждении изоляции в одном из трех вводов нарушается баланс тока, и он фиксируется защитой. Устройство КИВ имеет двеуставки: при меньшей уставке, отстроенной на небаланс нормального режима, защита срабатывает на сигнал, а при большей уставке - на отключение трансформатора.
14. Нагрузочная способность трансформаторов
Нагрузка большинства трансформаторов в течение всего срока службы меняется в течение суток.
Трансформаторы могут планомерно отключаться в зависимости от режима их работы. При снижении нагрузки часть параллельно работающих трансформаторов может быть отключена с переводом их нагрузки на оставшиеся в работе трансформаторы, тем самым обеспечивается наиболее экономичный режим работы трансформаторов.
Режим нагрузки трансформаторов, работающих в блоке с генератором, определяется режимом нагрузки генераторов, и, если электростанция работает в базисе графика, они несут постоянную по величине нагрузку в течение длительного времени. Понизительные трансформаторы, установленные непосредственно у потребителей, имеют графики нагрузки, определяемые графиком работы потребителей.
Соответственно изменяющейся нагрузке меняется тепловое состояние трансформатора и тем самым интенсивность теплового старения изоляции трансформатора. Поэтому температурный режим трансформатора должен выдерживаться в диапазоне допустимых температур, только в таком случае можно обеспечить и выдержать нормируемый срок службы трансформатора.
Следует различать номинальную мощность и нагрузочную способность трансформатора. Под номинальной мощностью понимают условную мощность, которую трансформатор может отдавать постоянно в течение всего нормального срока службы. (В ГОСТ 11677-65 срок службы не указан, в ГОСТ 11677-75 и ГОСТ 11677-85* средний срок службы 25 лет).
Нагрузочная способность - это мощность, которую трансформатор способен отдавать только в данный рассматриваемый относительно короткий промежуток времени. В этот момент трансформатор работает под нагрузкой, превышающей номинальную мощность трансформатора. Обязательным условием допустимости систематической работы трансформатора в таком режиме является обеспечение нормального срока службы трансформатора, т.е. если перегрузки не сокращают в значительной степени срок службы изоляции, а следовательно, и трансформатора в целом. При аварийных перегрузках возникающие в трансформаторе температуры превышают допускаемые нормами значения, а значительный износ изоляции приводит к укорочению его срока службы.
В реальных условиях эксплуатации допускаются как систематические длительные, так и кратковременные аварийные перегрузки. Значение систематических перегрузок трансформатора определяется в зависимости от характера суточного графика нагрузки и температуры охлаждающей среды. Допустимая перегрузка и ее продолжительность для трансформаторов мощностью до 250 МВ*А, изготовленных до 1985 г., устанавливались ГОСТ 14209-69. Новый ГОСТ 14209-85 распространяется только на трансформаторы мощностью до 100 МВ*А включительно, а для трансформаторов свыше 100 MB*А нормы нагрузочной способности даны в заводских инструкциях по эксплуатации. Расчетные допустимые перегрузки трансформаторов в новом стандарте сведены в таблицы (ранее те же перегрузки определялись по диаграммам нагрузочной способности). Результаты определения допустимых перегрузок путем лишь расчета не всегда совпадают с результатами экспериментальных испытаний. Этим объясняется причина нераспространения стандартов на весь действующий диапазон мощностей.
Испытания на перегрузочную способность некоторых трансформаторов показали, что наиболее нагретая точка обмотки (ННТ) не всегда правильно отражает максимальную температуру нагрева трансформатора. Эксперименты на нагрузочную способность трансформатора показали также, что при допустимой температуре ННТ в конструкции могут иметь место температуры, превышающие значение температуры ННТ (отводы, контакты переключающих устройств РПН, перегревы от потоков рассеяния). У ряда трансформаторов по тем же причинам вместимости расширителей не соответствуют тепловому расширению объема масла, возникающему при перегрузках. Поэтому необходима осторожность при определении перегрузки трансформатора в эксплуатации, тем более что недостатки при определении перегрузки расчетным путем выявляются только в дальнейшем, т.е. в эксплуатации.
Нарушение температурного режима приводит к ослаблению конструкции, изоляция трансформатора приобретает хрупкость, и тем самым увеличивается восприимчивость к электродинамическим воздействиям при КЗ (при меньших значениях токов КЗ).
В исключительных случаях вынужденно допускают на трансформаторе перегрузки, приводящие к большему износу изоляции, что связано с некоторым сокращением срока службы трансформатора. Это допускается, как правило, в аварийных ситуациях, когда перегрузки за счет трансформаторов предотвращают отключение потребителей, связанное с большим материальным ущербом, значительно большим, чем ущерб, наносимый сокращением срока службы трансформатора. По ГОСТ 14209-69 перегрузки в аварийных режимах допускаются для всех режимов работы независимо от предшествующего режима нагрузки и температуры охлаждающей среды. При перегрузках следует учитывать особенности и недостатки конструкции, когда трансформаторы не могут нести полную перегрузку. В таких случаях вопросы, связанные с нормируемой величиной перегрузки, решаются совместно с заводом-изготовителем. В новых нормах (ГОСТ 14209-85 и заводских инструкциях по эксплуатации новых и обновленных типов крупных трансформаторов, освоенных после 1985 г.) допустимые аварийные перегрузки зависят от температуры охлаждающей среды и от предшествующей нагрузки.
15. Параллельная работа трансформаторов
Для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения большинство подстанций имеют два и более трансформаторов, работающих параллельно.
Параллельная работа трансформаторов допускается при соблюдении определенных требований:
тождественности групп соединения обмоток;
равенстве коэффициентов трансформации (в пределах нормируемых допусков);
равенстве напряжения КЗ (в пределах нормируемых допусков).
В эксплуатации по ряду объективных причин приходится решать задачи допустимости параллельной работы трансформаторов при некотором отличии от перечисленных выше условий параллельной работы.
Не всегда при повреждении одного из параллельно работающих трансформаторов возможно подобрать в энергосистеме такой же трансформатор, полностью соответствующий поврежденному по условиям параллельной работы. В таких случаях параллельная работа трансформаторов обосновывается предварительным расчетом, который должен показать, что ни одна из обмоток каждого трансформатора в режиме совместной работы не будет нагружаться выше нагрузочной способности трансформаторов.
Если трансформаторы имеют разные значения напряжения КЗ, то совместную работу можно допустить предварительным изменением коэффициента трансформации одного из них с помощью переключателя напряжения. Этим достигается компенсация перераспределения нагрузок из-за различия в uк; уравнительные токи, возникающие из-за несоответствия напряжения КЗ, не перегружают трансформатор (с меньшим uк) в пределах нагрузочной способности трансформатора.
Различия в значениях uк не сказываются при холостом ходе трансформатора, так как коэффициенты трансформации одинаковы, но под нагрузкой вторичные напряжения обоих трансформаторов окажутся разными из-за неравных радений напряжения и их разность приведет к протеканию уравнительного тока по обмоткам трансформаторов, причем у одного трансформатора он будет суммироваться с основным током, а у другого вычитаться из него.
Рекомендуется выдерживать отношение мощности наибольшего трансформатора к мощности наименьшего не более 3:1.
Допускается параллельная работа двухобмоточных, трехобмоточных трансформаторов на всех обмотках, а также двухобмоточных с трехобмоточными, если ни одна из обмоток параллельно включенных трансформаторов не перегружается с превышением нагрузочной способности трансформатора.
Следует помнить, что нагрузка параллельно работающих трансформаторов распределяется прямо пропорционально мощностям и обратно пропорционально напряжениям КЗ.
Параллельная работа трансформаторов с различными группами соединения обмоток возможна при группах соединения 0, 4 и 8, группах соединения 6, 10 и 2, всех нечетных группах соединения.
При несогласованном включении трансформаторов возникающее напряжение между одноименными зажимами вторичных обмоток, обусловленное углом сдвига напряжений, приводит к появлению недопустимого уравнительного тока.
Группа соединения может быть изменена внешними пересоединениями ошиновки трансформаторов.
16. Особенности эксплуатации опытно-промышленных образцов трансформаторов
Опытно-промышленные головные образцы трансформаторов устанавливаются в энергосистемах для проверки их работоспособности, своевременного выявления недостатков конструкции.
При правильной организации работ эксплуатация таких трансформаторов производится по специальной программе обследования их состояния в течение определенного срока наработки (не менее одного года).
Содержание программы различаются у конкретных новых трансформаторов и зависит от характера обновления конструкции (применения новых устройств РПН, нового типа разрядников глубокого ограничения перенапряжения типа ОПН и т.д.).
Следует учитывать, что при разработке современных трансформаторов решаются сложные проблемы, связанные с ростом удельных нагрузок (тепловых, электрических, механических и др.) на основные активные элементы конструкции трансформатора, а также с решением сложных вопросов обеспечения электродинамической стойкости трансформатора. Качественные изменения происходят за счет применения лучших материалов и более прогрессивных элементов трансформатора.
Следовательно, постоянно идет процесс обновления трансформатора.
На Волжской ГЭС имени В.И. Ленина прошел опытно-промышленную эксплуатацию трансформатор типа ОРЦ-135000/500 с новым разрядником типа ОПН.
Благодаря применению разрядников нового типа, обеспечивающих значительное снижение перенапряжения (до ~1,6 Uном), также удалось снизить вес и габариты. При монтаже, вводе в эксплуатацию и в течение трехлетнего периода работы группы этих однофазных трансформаторов производился постоянный контроль воздействий и состояния внутренней изоляции по специальной программе. Трансформаторы постоянно находились под номинальной нагрузкой с допустимыми суточными и месячными колебаниями, при этом наибольшая температура верхних слоев масла не превышала 54 °С. В процессе эксплуатации происходили коммутации с циклами отключения - включения группы, в том числе в осенне-зимний период.
Анализ результатов измерений показал, что за время эксплуатации не произошло сколько-нибудь существенного ухудшения характеристик изоляции, например пробивное напряжение масла во всех трех фазах осталось на уровне 75-80 кВ, влагосодержание не превысило 10 г/т, а общее газосодержание 2 %. В качестве основного метода, позволяющего судить о состоянии внутренней изоляции опытных трансформаторов, был принят метод диагностики по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторов. Сопоставление результатов, полученных при анализе масла из работающего трансформатора, с критериями диагностики, позволило сделать вывод об отсутствии в упомянутых трансформаторах недопустимых частичных разрядов или недопустимых перегревов.
Дополнительным подтверждением отсутствия процессов ЧР в изоляции явились результаты автоматической регистрации ЧР в процессе эксплуатации трансформаторов. Измеряемый уровень соответствовал уровню короны ОРУ 500 кВ и не превышал (1-2)*10-8Кл.
Успешный опыт эксплуатации опытно-промышленных трансформаторов ОРЦ-135000/500 не только подтвердил обоснованность разработанного метода расчета изоляции, но еще раз доказал, что решающим фактором, обеспечивающим надежность работы изоляции, является не уровень ее изоляции (испытательные напряжения), а надлежащее качество проектирования, изготовления и испытания ее. Кроме того, опыт монтажа этого трансформатора показал, что ввод таких трансформаторов в эксплуатацию и дальнейшая работа возможны только с применением более эффективного технологического вспомогательного оборудования, без чего невозможно обеспечить более жесткие нормы по дегазации, содержанию в масле механических примесей и др.
Большая работа была выполнена при опытной проверке работоспособности трансформаторов 1150 кВ. В течение опытной проверки по специальной программе в трансформаторы 1150 кВ были внесены необходимые конструктивные изменения, повышающие надежность этих трансформаторов.
Важность проверки новых трансформаторов в течение не менее одного года бесспорна, обоснована практикой, и в настоящее время необходимость ее существования не вызывает сомнений. Сейчас только после такой наработки, выявляющей недостатки конструкции трансформатора, после упрочнения и устранения недостатков разрешается изготовление промышленных партий трансформаторов.
Глава четвертая
Трансформаторные масла
17. Свойства трансформаторного масла
Трансформаторные масла, изготовляемые отечественной промышленностью, производятся по разным технологическим процессам в зависимости от сырьевого источника. Вместо высокоароматизированной анастасьевской мало сернистой нефти все в больших объемах стали применять в качестве сырья сернистые нефти восточных месторождений.При изготовлении масел из малосернистых нефтей бакинских месторождений используется смесь нескольких
Таблица 3. Предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла
Показатель качества масла
Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование
Масло после заливки в оборудование и перед вводом в эксплуатацию
Эксплутационное масло всех марок
Метод испытания


ГОСТ 10121-76*
ТУ 38.101.890-81(марки ТКп)
ТУ 38.101.281-80(адсорбционной очистки)
ГОСТ 982-80(Т-750)
ГОСТ 982-80(Т-1500)
ТУ 38.101.1025-85 (ГК)
ТУ 38.10121-76*
ТУ 38.101.890-81(марки ТКп)
ТУ 38.101.281-80(адсорбционной очистки)
ГОСТ 982-80(Т-750)
ГОСТ 982-80(Т-1500)
ТУ 38.101.1025-85 (ГК)



1. Пробивное напряжение, кВ, не менее, для трансформаторов, аппаратов*1 и вводов на напряжение: до 15 кВ включительно свыше 15 до 35 кВ включительно от 60 до 150 кВ включительно от 220 до 500 кВ включительно 750 кВ
1150 кВ








30

35


60


60


-
-








30

35


60


60


-
-








30

35


60


60


-
-








-

-


-


-


70
70








-

-


-


-


70
70








-

-


-


60


70
70








25

30


55


55


-
-








25

30


55


55


-
-








25

30


55


55


-
-








-

-


-


-


65
70








-

-


-


-


65
70








-

-


-


55


65
70








20

25


35


45


55
85








По ГОСТ 6581-75*


2. Массовое содержание механических примесей, %, не более:
для трансформатора, аппаратов и вводов на напряжение до 750 кВ




для силовых трансформаторов на напряжение 1150 кВ
















-
















-



Отсут













-


ству













0,005


ют













0,005


(виз













0,0005


уаль













-


но)













-
















-
















0,0005
















0,0005
















0,0005
















0,0015
По ГОСТ 6370-83 (для свежего масла до слива из цистерны и для эксплуатационного масла - визуально)
По РТМ 34-70-653-83


3. Кислотное мг КОН на 1 г масла, не более
0,02
0,02
0,02
0,01
0,01
0,01
0,02
0,02
0,02
0,01
0,01
0,01
0,25 (0,1)
По ГОСТ 6307-75*

4. Содержание водорастворимых кислот и щелочей, мг КОН, для трансформаторов мощностью более 630 кВ*А, измерительных трансформаторов тока и для маслонаполненных герметичных вводов












Отс






утс






тву






ют









0,014
1. Для масла перед и после заливки в оборудование по ГОСТ 6307-75*
2. В эксплуатации в соответствии с Руководящими указаниями по эксплуатации трансформаторного масла

5. Температура вспышки, °С, не ниже*2
150
135
135
135
135
135
150
135
135
135
135
135
Снижение не более 6°С по сравнению с предыдущим анализом
-

6. Тангенс угла диэлектрических потерь при 90°С, %, не более*3 для силовых, измерительных трансформаторов и вводов напряжением: 110-150 кВ 220-500 кВ 750 кВ
1150 кВ













1,7
1,7
-
-













2,2
2,2
-
-













0,5
0,5
-
-













-
-
0,5
0,5













-
-
0,5
0,5













-
0,5
0,5
0,5













2,2
2,2
-
-













2,7
2,7
-
-













-
0,7
-
-













-
-
0,7
0,5













-
-
0,7
0,6













-
0,7
0,7
-













10
10
5
4













По ГОСТ 6581-75*


7. Натровая проба, оптическая плотность в кювете 20 мм, не более
0,4
0,4
-
0,4
0,4
-
-
-
-
-
-
-
-
По ГОСТ 19296-73*


8. Стабильность против окисления*4: масса осадка после окисления, %, не более
кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более



Отсутствует

0,1



0,01




0,1



0,01




0,1



0,01




0,1



0,01




0,1



0,01




0,1



0,015



0,1



-




-



-




-



-




-



-




-



-




-



-




-



По ГОСТ 981-75*


9. Массовое влагосодержание, %, не более*5: для трансформаторов с азотной или пленочной защитой масла
для трансформаторов без специальных защит масла





0,01





0,0020




0,001




0,0020




0,001





0,0020




0,001




0,0020




0,001




0,0020




0,001




0,0020




0,001




0,0020





0,001




0,0025





0,001





0,0025





0,001




0,0025




0,001




0,0025




0,001





0,0025




0,002





-




По ГОСТ 7822-75*



По инструкции предприятия-изготовителя

10. Газосодержание, %, объема, не более*6


0,1

0,1

0,1

0,1


0,1

0,1

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

2

По ГОСТ 20287-74*


11. Температура застывания, °С, не выше


Минус 45

Минус 45

Минус 50

Минус 55

Минус 45

Минус 45

-

-

-

-

-

-

-




*1 Минимально допустимое пробивное напряжение эксплуатационного масла из бака контактора составляет 30 кВ для устройств РПН с изоляцией на 35 кВ, 35 кВ на 110 кВ, 40 кВ на 220 и 330 кВ. В масле бака контактора не должно быть влаги, определение качественное по ГОСТ 154784.
*2 Для трансформаторов на 110 кВ мощностью 60 мВ-А и более, 150-500 кВ всех мощностей, реакторов 500 кВ и выше, трансформаторов на 110 кВ мощностью менее 80 кВ*А собственных нужд блоков 300 МВт и выше, масло из которых контролируется хроматографическим методом, температура вспышки эксплуатационного масла не определяется.
*3 Проба трансформаторного масла, предназначенная для определения значения tg д, дополнительной обработке не подвергается.
*4 Стабильность против окисления для трансформаторных масел марок Т-750, Т-1500 определяется при следующих условиях: длительность окисления - 30 ч, температура окисления 130 °С, скорость подачи кислорода 50 мл/мин; для марки ГК: длительность окисления - 14 ч, температура окисления - 155 °С, скорость подачи кислорода 50 мл/мин.
*5 Для трансформаторов с системами охлаждения М и Д при отсутствии замечаний по их герметичности допускается оценку влагосодержания масла производить качественно по ГОСТ 154784.
*6 Для трансформаторов с азотной защитой масла допускается после заливки не производить проверку газосодержания масла. В эксплуатации проверку газосодержания масла допускается производить приборами, установленными в установках по дегазации масла, или хроматографическим методом. В эксплуатации норма по газосодержанию приведена для масла трансформаторов с пленочной защитой.
Примечание. Для непосредственного применения в эксплуатации следует использовать последнюю редакцию ПГЭ [1].
парафинистых нефтей. Из этого сырья получают масло марок Т-1500 и Т-750, вошедших в ГОСТ 982-81, масло ТКп по ТУ 38.101.890-81, а также масло ТКп по старому стандарту (ГОСТ 982-68), которое залито во многие эксплуатируемые трансформаторы. Эти масла изготовляются по старой технологии методом кислотно-щелочной очистки с применением серной кислоты. Такой метод изготовления масел имеет свои недостатки. Так, например, некоторые сернистые соединения и нафтеноароматические углеводороды удаляются не полностью. В зависимости от задаваемой глубины очистки расход кислоты колеблется от 5 по 20 %. При меньшем расходе кислоты получают масло невысокого качества марки ТКп; это сопряжено с меньшими отходами в виде кислого гудрона. При получении болеекачественного масла тем же способом получают масла марок Т-750 и Т-1500, но при этом количество отходов возрастает, так как процесс изготовления сопряжен с большим расходом сернистой кислоты.
Трансформаторные масла из сернистых нефтей восточных месторождений получают, применяя специальные способы очистки. К ним относятся очистка селективными (избирательными) растворителями и гидрогенерации (обработка водородом под высоким давлением). Масло по ГОСТ 10121-76 изготавливается селективным способом. Масло марки ГК по ТУ 38.101.1025-85 (ранее по ТУ 38.401.358-81) производится способом гидрокрекинга: под высоким давлением и при воздействии водорода происходит химическое преобразование структурных соединений дистиллята нефти.
Масло по ТУ 38.101.281-80 получают адсорбционным способом из смеси малосернистых нефтей.
Отечественные масла марок Т-750, Т-1500 и ГК по качеству можно отнести к маслам, конкурирующим с зарубежными маслами.
Помимо отечественных в энергосистемы поставляют импортные трансформаторные масла, которые иногда не содержат антиокислительные присадки. Поэтому при получении таких масел их следует проверить на содержание присадки.
Качество трансформаторных масел характеризует ряд показателей (табл. 3), которые контролируются в процессе изготовления, и в дальнейшем некоторые из них находятся под контролем и в эксплуатации.
Обоснованность контролируемых показателей определяется сведениями из гл. 3 (методы испытаний масла), а также следующими факторами:
плотность определяется для расчета массы прибывшего масла; она характеризует содержание ароматических углеводородов и, тем самым восприимчивость масел к присадкам, их гигроскопичность, сопротивляемость к воздействиям электрического поля и др.;
вязкость характеризует подвижность масла при температурных колебаниях в трансформаторе. Из-за ухудшения вязкости нарушается теплообмен в трансформаторе, ускоряется старение изоляции, возрастает сопротивление подвижным элементам конструкции трансформатора (устройств РПН);
показатель преломления введен в целях контроля содержания в масле ароматических углеводородов (нафтеноароматических углеводородов).
18. Область применения и порядок смешения трансформаторных масел
Исследования, проведенные отечественными научно-исследовательскими организациями, показали, что при смешении масел разных марок в любых отношениях не образуются смеси с отрицательными свойствами, между компонентами не происходит образование новых химических и межмолекулярных связей. На практике перед смешиванием различных масел необходимо на пробной смеси проверять tg д смеси масел, т.е. убедиться, что этот показатель не превосходит нормируемых значений.
Трансформаторные масла, изготовляемые отечественной промышленностью, различаются своими характеристиками. Лучшие масла рекомендовано применять в наиболее ответственных силовых трансформаторах. Показатели масла определяют область их применения:
масла по ГОСТ 10121-76*- в силовых трансформаторах напряжением не более 220 кВ;
масло марки ТКп и масло по ТУ 38.101.281-80 - в трансформаторах до 500 кВ включительно;
масло марок Т-750, Т-1500, ГК - в силовых трансформаторах напряжением более 500 кВ.
Все перечисленные масла допускается смешивать в любой пропорции, при этом области применения смеси определяются худшими компонентами смеси. Например, при смешивании масла ТКп с Т-750 или ТКп с Т-1500 смесь применяется в трансформаторах напряжением не более 500 кВ, так как масло марки ТКп является худшим компонентом.
19. Причины ухудшения трансформаторных масел в начальный период эксплуатации
В отдельных энергосистемах при слабом контроле поступающего масла были отмечены случаи резкого старения трансформаторных масел (отдельные партии марок масел ТКп, Т-750) после непродолжительной эксплуатации трансформатора, при этом значительно возрастал tg д. Это было вызвано рядом причин: нарушением и несовершенством технологии производства масел, слабым метрологическим контролем, отгрузкой масел потребителю в неочищенных цистернах, недостаточным контролем за качеством масел на базах централизованного храпения (масла в большинстве случаев поставляются на базы централизованного хранения, а затем распределяются потребителям). В целях сохранения качества масел целесообразно шире внедрять прямую поставку масел от завода-изготовителя к месту непосредственного его потребления. Такая поставка не только сохраняет первоначальные характеристики масла, но и повышает ответственность нефтеперегонных заводов (НПЗ) перед потребителем.
Отмечены также случаи поставки масел с меньшим содержанием или без содержания противоокислительной присадки (масло марки ТК и импортные масла).
Вынуженного смешивания масел, производимого в энергосистемах, следует избегать, так как оно не способствует сохранению высококачественных масел. Лучшие отечественные масла Т-750, Т-1500 и ГК производятся в ограниченных количествах и в основном поставляются прямо на заводы-изготовители силовых трансформаторов.
Как правило, в энергосистемах не имеется в необходимых объемах высококачественное масло, идентичное маслу трансформатора, прибывшего на монтаж. Поэтому при монтаже часто вынужденно приходится смешивать масла.
Характеристики масел ухудшаются и на заводах-изготовителях трансформаторов. На этих заводах масла одной марки с ухудшенными показателями, участвующие в процессе термовакуумной обработки изоляции, сливаются после некоторой обработки в емкости свежих масел. В дальнейшем из этих же емкостей заливаются трансформаторы, отправляемые заказчику.
В условиях эксплуатации при правильном хранении свежих масел они длительно сохраняют свои первоначальные свойства. Перед хранением емкости свежих масел до заливки тщательно очищают, промывают и просушивают, при необходимости внутренняя поверхность обезжиривается и окрашивается. В период хранения периодически перезаряжается воздухоосушитель и контролируется состояние масла.
20. Влияние материалов, конструкции трансформатора и других факторов на старение масел
Трансформаторное масло в качестве изоляционного материала и охлаждающей среды находится в постоянном контакте с другими материалами, применяемыми в конструкции трансформатора.
При проектировании трансформатора необходимо правильно подобрать материалы по показателю совместимости. Небрежное отношение к исследовательскому обоснованию совместимости применяемых материалов может в дальнейшем привести к отрицательным явлениям. Для оценки возможности применения различных материалов в среде трансформаторного масла была предложена методика [7], моделирующая основные условия работы масла в обычных и герметичных трансформаторах. Было отмечено влияние материалов, используемых в конструкции.
Металлы, находящиеся в постоянном контакте с маслом, ускоряют процесс его окисления. Из всех металлов наибольшей окисляемостью обладают медь и ее сплавы. В среде масла поверхности металлов подвержены коррозии, химические продукты, появляющиеся при этом, ускоряют дальнейшее окисление масла. Коррозия металлов подвижных контактов переключающих устройств всех типов приводит к увеличению переходного сопротивления между контактами и, следовательно, к перегреву контактов. В этих узлах конструкции трансформатора из-за перегрева под воздействием высоких температур происходит разложение масла с образованием шлама черного цвета, и при недостаточном контроле состояния масла оно в полном объеме приобретает черный оттенок. Особенно активно протекает процесс разложения масла в тех случаях, когда переключающее устройство длительно находится в работе на одном и том же положении (ступени). Отмечено, что с повышением температуры коррозия металлов возрастает и ее интенсивность зависит от химического состава масла и других факторов (увлажненности масла, наличия кислорода воздуха). С течением времени ухудшается по тем же причинами tg д масла.
Лаки, эмали и другие покрытия металлов, используемые для защиты металлов от коррозии, в свою очередь взаимодействуют с определенной интенсивностью с маслом, и их взаимодействие особенно возрастает при нарушении технологии пропитки и сушки эмалей (лаков) при изготовлении трансформатора. То же возможно и при ремонте трансформаторов в условиях эксплуатации и ремонтных баз. Недопустимо произвольное применение эмалей и лаков других марок, не применяемых в конструкции трансформатора.
Изоляция всех видов, применяемая в трансформаторах, также неблагоприятно воздействует на масло, как и уплотнительная резина. Оценка резиновых изделий производится только по степени набухания после 72 ч в масле при температуре 95 °С при этом изменение массы резины не должно превышать 5-10 %. Такая методика оценки маслостойкости резины недостаточно полно характеризует длительную стойкость ее в среде масла.
Неблагоприятное влияние материалов, составляющих конструкцию трансформатора, а также интенсивность старения масла возрастают в работающем трансформаторе под воздействием роста температуры и электрического поля. Повышение температуры и усиление электрического поля заметно влияют на окисляемость трансформаторных масел и увеличивают количество выделяемого шлама [7], причем в конструкциях без принудительного движения масла, особенно в маслонаполненных вводах, под одновременным воздействием температуры и электрического поля масло стареет интенсивнее.
За последнее время было снижено внимание к проверке поведения масла в электрическом поле, не изучались проблемы, связанные с комплексным воздействием теплового и электрических полей. Без должной экспериментальной проверки применялись новые сорта масла в трансформаторах. Это относится, например, к маслу марки ГК, которое в случае применения его во вводах (а также измерительных трансфомраторах напряжения и тока) из-за заниженного процента содержания ароматических углеводородов несколько больше восприимчиво к воздействиям электрического поля. Газы, выделяемые в таком деароматизированном масле в результате воздействия электрического поля, не поглощаются маслом с образованием структурных связей, а выделяются и находятся в свободном состоянии. По этой причине возрастает опасность газового пробоя в среде такого негазостойкого масла.
С увеличением температуры пропорционально повышается способность масла выделять газы [13]. Было отмечено, что для каждого масла имеется критическая температура, выше которой при заданной напряженности поля оно из газопоглощающего становится газовыделяющим.
21. Окисляемость трансформаторных масел. Присадки
В течение срока службы трансформаторов масло стареет. На масло одновременно воздействуют температура, электрическое поле, кислород воздуха, материалы, из которых состоит трансформатор.
Если исключить возможность соприкосновения масла с воздухом, можно значительно снизить процесс окисления масла в действующем трансформаторе.
Изучение процесса окисления трансформаторного масла при температурах от -50 до +100 °С показало, что окисление масла происходит во всем интервале температур и его интенсивность возрастает с ростом температуры. В связи с этим заметим, что в крупных трансформаторах благодаря интенсивному охлаждению перепад температуры масла по высоте значительно меньше, чем при естественном охлаждении. Благодаря этому, хотя максимально допустимая рабочая температура верхних слоев масла в силовом трансформаторе ограничена значением 95 °С, фактически при охлаждении ДЦ, Ц при номинальной нагрузке температура верхних слоев масла обычно не превышает 75-80 °С.
Практика показала, что применение противоокислительных присадок в масле увеличивает сопротивляемость масел к процессу окисления, тем самым повышается их срок службы в действующем трансформаторе.
В качестве присадки широкое применение получил ионол, который не извлекается из масла такими адсорбентами, как силикагель и алюмогель. Следовательно, трансформаторное масло с присадкой ионол можно эффективно использовать в трансформаторах, снабженных адсорбными (термосифонными) фильтрами. Ионол легко растворяется в масле в значительных концентрациях, не влияет на газостойкость масел в электрическом поле и на интенсивность частичных разрядов, совместим с материалами конструкции трансформатора. Ионол добавляют в масло в количестве 0,2-0,5 %., Малая восприимчивость ионола к некоторым маслам (содержащим большое количество ароматических углеводородов и сернистых соединений) является его недостатком. Восприимчивость ионола к маслу можно повысить, применив при изготовлении масел глубокую очистку, однако это сопряжено со снижением газостойкости таких масел, т.е. сопротивляемость масла к воздействиям электрического поля ухудшается.
Более подробно о присадках, применяемых в трансформаторах, и о характере их поведения в масле описано в [7].
Адсорбные и термосифонные фильтры, применяемые в трансформаторах, можно рассматривать как элементы конструкции трансформатора, входящие в схему защиты масла от окисления.
22. Подготовка свежих трансформаторных масел
Как правило, в новые или прошедшие капитальный ремонт трансформаторы заливается свежее или восстановленное (отвечающее всем требованиям) трансформаторное масло. Это масло проверяется по показателям, приведенным в пп. 1-6 табл. 3, если оно прибыло вместе с трансформатором. Масло, прибывшее с нефтеперегонного завода (НПЗ) или с базы централизованного хранения нефтепродуктов, проверяется по всем показателям табл. 3. В тех случаях, если масло имеет низкую стабильность против окисления или несоответствующей нормам tg д и другие низкие показатели, оно бракуется и подлежит возврату с предъявлением претензий в установленной форме. К сожалению, эксплуатация редко предъявляет рекламацию за поставку некондиционного масла с ухудшенными показателями. Правильно поставленная претензионная работа пресекает дальнейшую поставку некачественных масел, способствует наведению на НПЗ должной технологической дисциплины, одним словом, обеспечивает поставку масла гарантированного качества.
Масло, предназначенное к заливке в трансформаторы, при необходимости дополнительно очищается, обезвоживается и дегазируется.
Глубина или степень улучшения масла соответствует классу изоляции трансформатора.
Влага в трансформаторном масле может находиться в виде осадка, эмульсии и в растворенном состоянии. При обезвоживании в первую очередь удаляется влага в состоянии эмульсии и отстоя. После такого обезвоживания оставшаяся влага в растворенном состоянии не влияет на электрическую прочность, tg д и стабильность.
Воздух в трансформаторном масле может быть растворен при атмосферном давлении в количестве до 10 % объема. Учитывая влияние кислорода воздуха на масло, приводящего к росту его окисляемости, а также снижению электрической прочности изоляции, в современных конструкциях мощных трансформаторов со специальной защитой масла (азотной или пленочной) стремятся максимально удалять воздух из масла. Поэтому перед заливкой масло должно быть дегазировано до остаточного газосодержания не более 0,1 % объема.
Механические примеси удаляются из масла до степени фиксации их существующими приборами.
Подготовленное к заливке масло проверяется по электроизоляционным и физико-химическим характеристикам, которые должны соответствовать показателям табл. 3.
Очистка масел от механических примесей
Очистка включает в себя в основном удаление из масла механических примесей и шлама, при этом из него удаляется определенное количество влаги.
Очистка масла производится в два этапа. На первом этапе из масла удаляются взвешенные частицы, обнаруживаемые визуально. Для этой цели используется маслоочис-тительная машина типа ПСМ-1-3000 или ее новая модификация ПСМ-2-4. Эти установки работают на принципе центрифугирования и в практике называются центрифугами или сепараторами. На втором этапе масло проходит более глубокую очистку с применением фильтр-пресса, в котором масло очищается путем фильтрования. В установке ПСМ-1-3000 и в ее более современных модификациях фильтр-пресс является составной частью установки и соединен последовательно с центрифугой. Промышленность выпускает фильтрпрессы различных типов производительностью от 1500 до 3000 л/ч. В последнее время для очистки масла от механических примесей используются фильтры герметичной конструкции типов ФГН-30 и ФГН-60.
Масло, очищенное от механических примесей, проверяется по методике, сущность которой заключается в определении массы механических примесей, задерживаемых мембранными лавсановыми фильтрами, при фильтрации через них испытуемого масла.
Осушка масел
Масло, предназначенное для мощных трансформаторов ПО кВ и выше после предварительной очистки и обезвоживания с помощью центрифуг и фильтр-пресса происходит процесс обезвоживания. Для этой цели широкое распространение получил адсорбционный метод, основанный на применении в качестве сорбента различных цеолитов как природных месторождений (называемых клиноптилолитами), так и искусственных, получаемых промышленностью.
Сильно развитая пористая поверхность кристаллов цеолитов обеспечивает большую их влагоемкость (18-20 %). При низкой концентрации влаги и повышенной температуре цеолиты имеют в несколько раз большую влагоемкость, чем другие сорбенты (силикагель, активизированный оксид алюминия и др.). В основном сушка трансформаторного масла наиболее эффективно производится цеолитом марки NaA. Размер пор цеолита данной марки не превышает 4 Е (4*10-3 см). По размеру пор наиболее близким к цеолиту марки NaA является цеолит марки СаА. Однако при сушке масла его способность поглощать воду несколько хуже, так как при размере пор около 5 Е цеолит СаА адсорбирует из масла кроме воды и другие полезные низкомолекулярные соединения. Не рекомендуется использовать для сушки трансформаторного масла цеолит марок NaX и СаХ, так как при размере пор цеолита этих марок около 8-9 Е наряду с водой и другими низкомолекулярными соединениями цеолит этих марок будет поглощать из масла также ионол.
Основной частью адсорбной (цеолитовой) установки является батарея параллельно соединенных адсорбентов (цилиндров), в которых находится цеолит. На входе и выходе адсорберов устанавливаются фильтры. Кроме того, на входе устанавливаются также маслонасос и маслоподогреватель. Применяемая в практике цеолитовая установка имеет производительность от 1600 до 2500 л/ч. Она состоит из четырех адсорберов, загруженных цеолитом в количестве 50 кг; мощность электродвигателя 4,5 кВт.
Перед применением цеолиты просушиваются при температуре 400-450 °С. При той же температуре цеолиты просушиваются после их срабатывания и насыщения влагой. При просушке сухой и нагретый воздух подается в адсорберы в направлении сверху вниз. При таком направлении потока воздуха выгораемая часть масла (200 °С) не приводит к значительному перегреву и структура цеолита сохраняется, не разрушается. Перед сушкой отработанного цеолита стремятся максимально слить масло из адсорберов, продувая цеолит в том же направлении холодным воздухом. Сушка свежих цеолитов происходит в течение 8-9 ч, а промасленных 10-12 ч.
После сушки адсорберы охлаждают до температуры 100 °С, затем их заполняют сухим трансформаторным маслом и прокачивают его для удаления пыли.
В качестве сорбента вместо искусственного NaA монтажные организации и ряд энергосистем применяют природный цеолит месторождений Азербайджанской и Грузинской ССР. Грузэнерго, как правило, для обезвоживания масла использует местный природный цеолит, который доступнее в приобретении. Природный цеолит, получаемый из горных пород путем дробления, доводится до фракций с размерами около 8 мм. Сушка отработанного природного цеолита производится по той же технологии, что и при восстановлении искусственного цеолита.
Дегазация масла
Для удаления из масла растворенной влаги и газа до остаточного влагосодержания не более 0,001 (10 г/т) и до остаточного газосодержания не более 0,1 % объема на практике широко применяется вакуумная установка типа УВМ-1. Основным рабочим элементом установки является двухступенчатый дегазатор.
В первой ступени дегазатора происходит удаление из подогретого до 50-60 °С масла основного количества водяных паров и газа. Попадая самотеком во вторую полость, масло подвергается окончательной осушке и дегазации. Надмасленное пространство полости первой ступени вакуумируется вакуум-насосом типа ВН-1МГ агрегата типа АВМ-150, при этом обеспечивается поддержание остаточного давления в полости в пределах от 277 до 650 Па. Необходимое остаточное давление в надмасленном пространстве (полости) второй ступени поддерживается на уровне 67-133 Па работой вакуум-насоса типа ДВН-150, последовательно соединенного с основным вакуум-насосом установки. Установка УВМ-1 содержит цеолитовый патрон, предназначенный для поглощения водяных паров парогазовой смеси, он рассчитан для осушки 100 т трансформаторного масла. Конструкция установки предусматривает периодическую сушку цеолита в патроне.
По имеющимся в установке приборам и средствам визуального наблюдения контролируют распыление и прохождение масла в полостях дегазатора (через смотровые окна), уровень масла в полости второй ступени дегазатора (по маслоуказателю), остаточное давление в дегазаторе, температуру масла, газосодержание выходящего масла и производительность установки.
Периодически производят отбор пробы масла для определения остаточного влагосодержания.
Как правило, установку типа УВМ-1 используют при подготовке масла в трансформаторно-масляных хозяйствах или для дегазации масла в отключенном трансформаторе. Однако в энергосистемах по ряду причин (при реконструкции c внедрением пленочной защиты) может возникнуть необходимость дегазации масла на действующем трансформаторе без вывода его из работы. Так, на Сургутской ГРЭС разработана схема дегазации масла на действующей группе автотрансформаторов 500 кВ. Скорость подача масла в бак трансформатора устанавливалась разной 1 т/ч. Снижение газосодержания в масле трансформатора до 0,1 % объема достигалось через 4-5 сут непрерывной дегазации. Отрегулированный в процессе пуска установки режим дегазации масла практически не изменялся.
Для обеспечения надежной работы автотрансформаторов без отключения от сети при проведении дегазации масла соблюдались следующие условия:
были приняты все меры, исключающие попадание воздуха в автотрансформаторы, а также снижение уровня масла в расширителе;
газовая защита автотрансформаторов была включена в работу по принятой схеме: верхний элемент - на сигнал, нижний - на отключение;
в процессе работы проводилось наблюдение за уровнем масла в расширителе автотрансформаторов (по стрелочному маслоуказателю) и за отсутствием газа в газовом реле.
23. Регенерация трансформаторных масел
Отработанное масло с кислотным числом около 0,2 мг КОН/г сливается из трансформаторов в отдельные емкости. По действующим правилам такое масло подлежит возврату на базы централизованного восстановления масла. При централизованном сборе и последующей регенерации масла разных марок неизбежно смешиваются и теряют свою однородность.
В условиях эксплуатации в отдельных энергосистемах слитое масло успешно восстанавливается силами энергосистем, при этом полностью сохраняется однородность масла. В процессе восстановления из масла удаляются продукты окисления.
Для восстановления глубокоокисленных масел с кислотным числом 0,4-0,6 мг КОН/г в ряде случаев используется сернокислотная обработка с земельной доочисткой. Перед этим масло предварительно очищается от воды и механических примесей и подается в специальную мешалку, где оно обрабатывается серной кислотой (удельный вес кислоты 1,84), которая подается порциями. Далее идет восстановление масла по специальной технологии.
Для восстановления трансформаторных масел с кислотным числом до 0,2-0,4 мг КОН/г применяются более простые способы. Наибольшее распространение нашли искусственные сорбенты - силикагель марки КСК и оксид алюминия. Из естественных разновидностей наибольшее распространение получили "зикеевская опока" и другие отбеливающие глины.
Отработанные сорбенты (силикагель) подлежат многократному использованию, для чего они продуваются воздухом, нагретым до 200 °С. Сокрость подачи воздуха регулируется таким образом, чтобы избежать воспламенения масла. Для той же цели подача воздуха производится в направлении сверху вниз. Восстановление адсорбента происходит при температуре 500-600 °С в течение 10-12 ч.
Для восстановления отработанных трансформаторных масел промышленностью освоены установки для регенерации.
На установке типа РМ-50-65 производят регенерацию масла в зависимости от степени окисления по двум методам: по методу "кислота-земля" при кислотном числе отработанного масла до 0,2 мг КОН/г и методу "щелочь-земля" при кислотном числе более 0,2 мг КОН/г.
Установка РИМ-62 производит регенерацию с применением отбеливающей глины.
Восстановление масла в адсорберах с применением адсорбентов (силикагель) производится в установках типа Р-1000М, РТМ-200 или УРТМ-200М, а также УРИМ-100. Для повышения эффективности регенерация производится под вакуумом.
Установки УРТМ-200М и У РИМ-100 работают по двум схемам:
по схеме вакуумной сушки масло последовательно проходит цикл насос-электропечь-отгонный куб (в нем пары и газы конденсируются и удаляются) - насос - фильтр-пресс;
по схеме регенерации масло проходит последовательно цикл насос - электропечь - отгонный куб - насос - электропечь - адсорберы - фильтр-пресс.
24. Трансформаторное маслохозяйство. Хранение масла
Обследование состояния маслохозяйств, проведенное ПО "Союзтехэнерго", показало, что как действующие, так и проектируемые маслохозяйства энергетических предприятий не обеспечивают в полном объеме выполнение необходимых операций по подготовке трансформаторых масел на всех стадиях их эксплуатации с момента получения масла до сдачи его на регенерацию.
Зачастую на подстанции трансформаторно - масляное хозяйство (ТМХ) не используется в полной мере, и этому способствует недостаточное оснащение ТМХ современными высокоэффективными установками. В большинстве случаев при проектировании ТМХ предусматривается устаревшее оборудование. Как правило, в типовых проектах для выполнения технологических операций используются маслоочистительная машина ПСМ-1-3000 и ее современная модификация ПСМ-2-4, фильтр-прессы ФП2-3000, адсорберы, разработанные ОРГРЭС, баки порционной очистки на 2-3 м3, сливной бак емкостью 5 м3, емкости (резервуары) складирования масла до 100 м3 (вертикального или горизонтального расположения), фильтры (ОРГРЭС) на 1 и 2 кг сорбента, бачки для введения присадок в масло емкостью 0,3 м3, масляные насосы типов Р3-4а, РЗ-За, Р3-7,5а или шестеренчатые насосы серии Ш (Ш-40-6-18/4), а также вакуумные и дегазационные установки.
Типовые решения маслохозяйств энергообъектов имеют некоторые различия в принципиальных схемах коммуникаций трансформаторного (а также турбинного) масла, конструктивно-компоновочных решениях по технологической части, типовых решениях узлов установки и обвязки оборудования и резервуаров, в принципиальных схемах приготовления изоляционного масла для заливки и доливки в трансформаторы разных классов напряжения ( в основном 330 кВ и выше).
Для полной загрузки и эффективного использования оборудования некоторые ТМХ предусматривают использование передвижного оборудования, причем часть передвижного оборудования (насос шестеренчатый, фильтр-пресс, подогреватель) входит в состав маслохозяйства, а другая часть передвижного оборудования (цеолитовая установка, дегазационная установка, а также установки "Иней" и "Суховей") передается в маслохозяйство после завершения монтажных работ. В маслохозяйстве, где предусматривается передвижное оборудование, устанавливаются два гори зонтальных бака порционной очистки объемом 5 м3,два насоса шестеренчатых производительностью 18 и 3,6 м3/ч, два фильтра сетчатых грубой очистки (поверхность сетки 0,3 м2).
Для связи и подключения стационарного и передвижного оборудования служат четыре коллектора (напорный и всасывающий) чистого и грязного масла.
Как правило, маслохозяйство после сдачи в эксплуатацию дооснащается по инициативе энергосистем оборудованием для восстановления трансформаторных масел и сорбента. Вызвано это тем, что в большинстве случаев масло хозяйства осуществляют только очистку масла от механических примесей с использованием фильтр-пресса хранение запаса масла.
Маслохозяйства на электростанциях и крупных подстанциях с ТМХ имеют линии подачи и возврата масла в машинный зал и ОРУ, однако эти линии не образуют контур циркуляции масла. В результате затрудняется очистка по ремонтной кампании и эксплуатация маслохозяйств, как масло, находящееся долгое время в линии подачи оборудованию, необходимо периодически очищать (объем этого масла может достигать от 3 до 15 м3).

Рис. 18. Схема очистки и регенерации изоляционного масла:
1 - фильтр сетчатый; 2 - адсорбер силикагелевый; 3 - фильтр тонкой очистки; 4 - бак присадок; 5 - подогреватель; 6 - счетчик; 7 - насос
Союзтехэнерго рекомендует применять схему аппаратной маслохозяйства (рис. 18), предусматривающую очистку, регенерацию и стабилизацию трансформаторных масел. Рекомендуемая технологическая схема восстановления трансформаторного масла предусматривает перекачку масла с подогревом или без него, ввод присадки, фильтрацию масла на фильтрах тонкой очистки, глубокую осушку масла с фильтрацией от асфальтосмолистых продуктов окисления с последующей фильтрацией, полный цикл регенерации, включающий последовательную осушку, удаление асфальтосмолистых соединений и тонкую очистку от механических примесей. Схема позволяет выбирать оптимальную технологию очистки или регенерации и получать за один цикл обработки масло нужного качества. Производительность установок регулируется вентилем, расположенным перед насосом Ш-40-6-18/4. В зависимости от вида обработки и качества исходного масла производительность регулируется в пределах от 3 до 10 т/ч. Для удаления влаги в регулируемой схеме используются или адсорберы с цеолитовым заполнением (для сушки), или адсорберы с силикагелевым заполнением (для очистки от асфальтосмолистых веществ) или последовательно используются эти адсорберы с разным сорбентом. Емкость адсорберов - 50 кг сорбента. Конструкция адсорберов, применяемых в схеме, идентична применяемым в настоящее время. В качестве фильтров тонкой очистки рекомендуется применять фильтры по типу "труба в трубе". Такой фильтр состоит из цилиндрического корпуса и фильтрующего элемента. Фильтрованный слой образуется при намотке на наружную поверхность фильтрующего элемента различных фильтровальных материалов. Использование фильтровальных материалов с различной пористостью позволяет задавать требуемую степень фильтрации в зависимости от загрязненности исходного масла. Производительность установки по рекомендуемой схеме в зависимости от качества исходного трансформаторного масла и вида обработки: фильтрация - 8-10 т/ч (при одновременной работе двух фильтров тонкой очистки);сушка - 3-5 т/ч; удаление продуктов окисления - 3-5 т/ч; полный цикл регенерации (фильтрация, сушка, удаление асфальтосмолистых веществ, фильтрация) - 3-4 т/ч.Эффективность и целесообразность капиталовложения при разработке конкретной схемы проекта аппаратной маслохозяйства зависят от объема очищаемых и регенерируемых масел.Хранение масла и его учет осуществляются на открытых складах. Для этой цели применяются стальные горизонтальные резервуары объемом 5, 10, 50, 75 и 100 м3 или вертикальные стальные резервуары объемом 25, 63 и 70 м3.К каждому резервуару (баку) подходят линии закачки, откачки, а также дренажная линия перелива, соединенные с дренажным баком. Пробоотборные точки предусмотрены или на линиях откачки или на линиях в дренажный бак (отбор проб из баков на некоторых складах не предусматривается). Замер уровня масла в баках склада осуществляется по-разному: манометром, установленным в нижней части бака, уровнемером типа УДУ-5, маслоуказательной трубкой. Резервуары оборудуются воздухоосушительными фильтрами различной вместимостью индивидуально на каждый бак (от 2 до 5 кг) по одному или два фильтра.В большинстве случаев в резервуарах отработанного масла не предусматривается установка фильтров.Резервуары в некоторых проектах маслохозяйств имеют "хлопушку" с верхним управлением, которая предназначена для отделения маслопроводов от резервуара на время производства работ, связанных с ремонтом и очисткой резервуаров, или ремонта арматуры на маслопроводах.Для районов с низкими температурами, а также на ТЭС с блоками 800 МВт у резервуаров наружного расположения н предусматриваются теплоизоляция и обогрев.
Для учета поступающего и отпускаемого масла у одних маслохозяйств предусмотрен счетчик типа 2-СВС, у других учет производится несовершенным способом - стеклянным масломерным указателем. Хранение масла эффективно в резервуарах, имеющих внутреннее защитное покрытие, так как отсутствие такого покрытия приводит к преждевременному загрязнению, ухудшению состояния масел, вызывает значительные трудности при подготовке баков к приему масла. Для обеспечения пожаробезопасности на энергообъектах предусматривается обваловка площадки маслохранилища (насыпная, земляная), для той же цели на гидростанциях площадка маслохранилища огораживается бетонной стенкой высотой 1,5 м.
Глава пятая
Характерные повреждения трансформаторов
25. Повреждения обмоток и главной изоляции
Обмотки и изоляция (продольная, витковая и главная) силовых трансформаторов могут повреждаться под воздействием повышенной напряженности электрического поля, вызванной недопустимыми перенапряжениями различного характера, сил механического воздействия, возникающих при КЗ (особенно при близких КЗ), а также под воздействием недопустимых температур.
Практика показала, что недостатки конструкции обмоток и изоляции, технологические отклонения при изготовлении, а также недостатки хранения, монтажа и эксплуатации могут быть причиной повреждения трансформаторов при воздействиях, значительно ниже нормированных.
В период освоения трансформаторов высоких классов напряжений (330 кВ и выше) как отечественная, так и зарубежная практика столкнулась с большим количеством повреждений трансформаторов, изоляция которых была поражена специфическими разрядами (рис. 19), получившими название "ползущих". Это обугленные дорожки, ветвящиеся как вдоль поверхности картона, так и между слоями в глубине изоляции, преимущественно по направлению оси обмотки. Обугленные дорожки такого разряда имели пониженное по сравнению со здоровыми участками поверхности изоляции электрическое сопротивление. Вследствие этого по поврежденному "ползущим" разрядом участку изоляции через некоторое время происходил пробой на заземленные элементы конструкции трансформатора. В ряде случаев объем повреждений трансформатора был значительным.

Рис. 19. Эскиз повреждения изоляции (электрокартона) "ползущим" разрядом:
1 - основной ствол разряда (основной науглероженный путь разряда); 2 - ветвистый путь разряда (науглероженные следы)
Для выявления природы возникновения "ползущих" разрядов научно-исследовательскими организациями был выполнен (в основном в 60-х годах) большой объем обследований, при этом было определено, что ранее применявшийся на заводах-изготовителях трансформаторов комплекс испытаний мог не обнаружить недостатки конструкции и технологии изготовления, влияющие на возникновение частичных разрядов, приводящих к "ползущим" разрядам.
Контроль частичных разрядов (пробоев) прослушиванием не давал гарантию того, что все случаи разрядов будут обнаружены при испытании. По этой причине в тот период трансформаторостроения в эксплуатацию попадали трансформаторы с ослабленной частичными разрядами (ЧР) изоляцией. Расследование причин повреждения трансформаторов, лабораторные исследования определили факторы, влияющие на снижение электрической прочности изоляции. Обеспечение надлежащего запаса электрической прочности изоляции трансформаторов как до ввода трансформатора в эксплуатацию, так и в дальнейшем в эксплуатации» было достигнуто путем:
разработки надежных методов контроля ЧР при испытании на стендах заводов-изготовителей;
выравнивания радиального электрического поля в главной изоляции с помощью изменения конструкции перегородок как между фазами, так и относительно бака и заземленных частей;
усиления защиты изоляции от увлажнения в эксплуатации и повышения качества сушки на заводе;
устранения неровности поверхности при изготовлении обмоток и применения у некоторых трансформаторов скальпированного провода;
снятие неровностей и дефектов с поверхности голого провода перед наложением витковой изоляции обеспечило снижение местной напряженности поля вблизи витка и между отдельными катушками;
применения качественных масел марок Т-750 и Т-1500 и качественного изоляционного картона различных марок в зависимости от места его установки в конструкции трансформатора;
повышения уровня технологии (в первую очередь термовакуумной обработки) и строгого соблюдения технологической дисциплины.
В основном благодаря этим мерам, а также внедрению контроля при испытании с измерением ЧР было значительно снижено количество поврежденных трансформаторов в эксплуатации по причине появления "ползучего" разряда. Однако вероятность повреждения силовых трансформаторов высокого напряжения (330 кВ и выше) "ползущим" разрядом существует в эксплуатации.
К числу предположительных причин, способных привести к появлению в конструкции трансформатора недопустимого уровня ЧР, могут быть:
перенапряжения при работе трансформатора, если они превышают уровень испытательных напряжений;
газовыделение вследствие местных перегревов масла или твердой изоляции;
недостаточная газостойкость масла;
попадание в трансформатор примесей и газовых включений, ослабляющих электрическую прочность изоляции (например, появление механических примесей из системы охлаждения при повреждении маслонасосов, имеющих низкий ресурс);
применение некачественного обмоточного провода;
деформация обмоток при воздействии токов КЗ. При деформации появляется сдвиг элементов конструкции обмоток и главной изоляции, приводящий к появлению недопустимых местных напряженностей электрического поля, эквивалентных тем, которые возникают при недопустимых перенапряжениях.
Если в 60-х и начале 70-х годов повреждаемость отечественных трансформаторов 330-500 кВ была угрожающе вели-ка из-за большого числа аварий по причине "ползущего" разряда, то к началу 80-х годов благодаря вышеупомянутым мерам аварийная повреждаемость была существенно снижена и теперь составляет менее 1 % в год по отношению к парку установленных трансформаторов 330-750 кВ, при этом доля аварий из-за "ползущего" разряда меньше доли аварий из-за других серьезных недостатков, а именно дефектных вводов и недостаточной стойкости обмоток КЗ. Неприятности с крупными трансформаторами при КЗ начались в ряде стран (СССР, Франция, США и др,) еще в конце 60-х годов. С тех пор потребители и изготовители крупных трансформаторов, в том числе в СССР, наладили испытания крупных трансформаторов на стойкость при КЗ в специальных стендах и значительно повысили стойкость новых трансформаторов разными способами, в том числе путем повышения uk.
Однако большинство новых типов (и все старые типы) трансформаторов мощностью 125 МВ
·А и более в настоящее время не проверены на электродинамическую стойкость. Механическая прочность таких трансформаторов, как правило, обосновывается лишь расчетом. Поэтому вероятность повреждений мощных трансформаторов при воздействии токов КЗ сохранилась, тем более что в энергосистемах на конкретных подстанциях токи трехфазных и особенно однофазных КЗ приближаются к норме или превышают ее. За последнее время при воздействии токов КЗ повреждены мощные трансформаторы, в том числе ТЦ-1000000/330.
Повреждения трансформаторов из-за появления витковых замыканий, междукатушечных замыканий по-прежнему встречаются в практике эксплуатации. Статистика показывает, что трансформаторы повреждаются из-за появления витковых замыканий как в начале эксплуатации, так и в дальнейшем по истечении длительного времени эксплуатации. Причины появления витковых замыканий обмоток могут быть разными. Ослабление изоляции витка катушки вызывают дефект провода, заложенного до ввода трансформатора в эксплуатацию, деформация катушек под действием токов КЗ, недостаточная толщина витковой изоляции при недостаточном качестве поверхности медной жилы проводника, недопустимые электрические и тепловые воздействия, увлажнение и загрязнение изоляции. При совместном воздействии этих факторов вероятность появления витковых замыканий значительно возрастает. Под воздействием вибрации и при некачественном проводе с течением времени также возможно появление витковых замыканий.
26. Повреждения устройств регулирования напряжения
Регулирование напряжения силовых трансформаторов, как правило, должно осуществляться в автоматическом режиме и достаточно надежно. Однако не всегда в энергосистемах устройство РПН используется в автоматическом режиме. Главная причина этого - недостаточная надежность устройств РПН.
Наиболее ненадежными элементами устройств РПН, как показал анализ повреждений, являются повреждения приводов. Этот вид повреждений наиболее часто встречается в эксплуатации. Причинами отказов приводов являются залипание контактов пускателей, повреждения кулачковых элементов, отказ конечных выключателей, витковые замыкания электродвигателей привода из-за увлажнения, отсутствие или недостаточный обогрев, не обеспечивающий нормальную работу элементов устройств привода. В частности, повреждаются контроллеры типа 57212/4000 приводов МЗ-2 производства НРБ. В контроллерах выходит из строя ролик из-за механического износа. В приводах МЗ-2, МЗ-4 повреждаются также конечные и защитные выключатели. Уплотнение крышки приводов, выполненное из недостаточно качественного резинового шнура, прокладка этого шнура в канале корпуса не могут обеспечить нужную герметичность. По этой причине аппаратура и различные соединительные колодки привода подвержены окислению и покрытию ржавчиной и пылью. Из-за несовершенства автоматики привода его обогрев недостаточно надежен.
В устройствах РПН имеются течи. Наиболее часто возникают течи масла из-под стекла указателя положения, в узле червячной передачи на несущем фланце регуляторов из-за нарушения сальниковых уплотнений.
Отмечены подгары контактов предызбирателя. Этот недостаток в ряде случаев в энергосистемах устраняется серебрением контактов. Подгару способствуют недостаточные нажатие контактов и чистота обработки поверхности контактов избирателя и предызбирателя.
Недостаточная прочность крепления болтов контактора и их конструктивное исполнение значительно усложняют ревизию, когда приходится вынимать все переключающее устройство из бака трансформатора.
Из-за невозможности слива масла из контактора из-за засорения сифона для полного удаления масла приходится применять продувку воздухом.
Отмечены случаи, когда при транспортировке устройств РПН типа PC в северные районы по прибытии трансформатора в устройствах обнаруживается слой льда толщиной 2-3 см. Поэтому при длительной транспортировке трансформаторов с такими устройствами необходимо принимать меры по предотвращению увлажнения.
Привод типа ПДП-4у имеет недостатки: кулачковые элементы приводов недостаточно надежны, повреждается пластмассовый корпус, отмечено смещение контактного рычага. Из-за нарушения уплотнения вертикального вала возможно проникновение влаги в шкафы привода. Распространенным недостатком приводов ПДП-4у, как всех приводов, является залипание контактов или увеличение времени возврата пускателей во время переключения из-за загрязнения рабочих поверхностей сердечника пылью и смазкой. Залипание контактов пускателей вызывает недопустимое перемещение подвижных элементов устройства в одно из крайних положений. Это приводит к нежелательным последствиям:
резкому повышению или понижению напряжения на шинах подстанции в случае трехфазного переключающего устройства;
несимметрии напряжений между фазами при однофазных устройствах РПН, что вызывает срабатывание земляных защит и отключение трансформатора;
выходу привода за крайнее положение при отказе конечных выключателей с повреждением переключающего устройства и выводу трансформатора из работы.
Уменьшение последствий от замыкания контактов магнитных пускателей путем усложнения схем управления привода не облегчает и не упрощает эксплуатацию. Как и любое усложнение, это приводит к большей вероятности повреждений.
Ревизия пускателей сопряжена с демонтажем и полной разборкой пускателей.
Реакторные устройства РПН, встречающиеся на трансформаторах ранних выпусков, имеют конструктивные недостатки, достаточно известные эксплуатации, в числе которых большие люфты в кинематике привода, которые образуются в результате износа бакелитовых валов между фазами переключающего устройства в местах соединения с металлическими валами (при определенной наработке происходит "разбивание" отверстий шпильками). Появление недопустимых люфтов приводит к искажению круговой диаграммы, и, как следствие, появляется несогласованность в работе переключающего устройства, что в конце концов приводит к повреждению отдельных элементов устройства РПН. Периодическая замена бакелитовых валов устраняет люфт; она является сложной, но вынужденной работой по поддержанию переключающего устройства в работоспособном состоянии.
В эксплуатации на реакторных переключающих устройствах из-за несовершенства способа защиты масла гетинаксовая переходная плита и масло контактора подвержены увлажнению. При нарушении уплотнений в масле крепления контактов контактора в упомянутой переходной плите, а также из-за нарушения сальника вала переключающего устройства возможен переток масла из бака трансформатора в кожух контактора и далее через воздухоосушительный фильтр контактора наружу. Такой переток масла (упуск масла из бака трансформатора) при недостаточном контроле за состоянием трансформатора может привести к выводу трансформатора из работы.
В реакторных устройствах РПН ослабление прессовки стержней магнитной системы реактора приводит к появлению повышенной вибрации всех элементов конструкции, имеющих связь с реактором. Так, вибрация токоведущих 1 элементов (отводов) приводит к обрыву отводов, вызывает ослабление крепления реактора с последующим увеличением вибрации. Приведение реактора в нормальное I состояние сопряжено с выполнением значительного объема ремонтных работ, связанных со вскрытием активной части трансформатора. Из-за недостаточной электрической износостойкости контактов необходима более частая их замена.
Автоматические регуляторы типов БАУРПН-1,2, АРНТ-67 и АРТ-1Н (включая БАР и блок датчика тока), как было ранее отмечено, используются слабо и поэтому малоэффективны. Блок БАР работает достаточно надежно в эксплуатации, но в условиях температурных перепадов окружающего воздуха в зимнее время (например, при его установке в КРУП) отмечены повреждения печатных плат (микропорывы дорожек). Поэтому при низких температурах (ниже -40 °С) БАР может потерять работоспособность. Отмечено также, что при последующем повышении температуры работоспособность устройства БАР может восстановиться. Оптимальное число переключений устройств регулирования РПН достигается за счет обоснованных расчетов уставок БАР по напряжению, выбора зоны нечувствительности и выдержки времени регулятора.
Подвержены повреждениям также современные быстродействующие устройства РПН.
Импортные переключающие устройства типов РС-3 и РС-4 повреждаются в основном по причине конструктивных недостатков. По количеству повреждений элементы устройств этого типа располагаются в такой последовательности: контактор, предызбиратель - избиратель и далее отдельные повреждения.
Наиболее часты дефекты контактора, сопровождающиеся выходом контактора из "замка"; этому содействует само-отвинчивание крепежных гаек, что приводит к значительному подгару контактов и разрегулировке элементов кинематики; имеет место выход из строя токоограничивающих резисторов.
Кроме перечисленных наиболее частых повреждений в устройствах РПН типов РС-3 и РС-4 встречаются и другие недостатки: негерметичность между баком трансформатора и баком контактора, задержка переключения из-за появления старения металла ("усталости") переключающей пружины, повреждение защитной мембраны, повреждения изоляционного вала избирателя, разрегулировка кинематики контактора.
Частыми дефектами избирателя и предызбирателя являются несоосность контактов избирателя, подгар контактов из-за ослабления контактного нажатия, недостаточная чистота поверхности обработки контактов.
Импортные переключающие устройства типов SAV3 и SAV1 повреждаются по следующим причинам: повреждение токоограничивающих резисторов, ослабление аварийной мембраны контактора, недостаточная прочность изоляции между элементами резистора (заусенцы на ребрах токоведущих пластин, изгиб крайних элементов пластин, возможное попадание постороннего предмета между контактами при сборке пакета и т.п.).
Отечественное переключающее устройство типа РНОА повреждается по следующим причинам: перекрытие по внутренней поверхности бакелитового цилиндра или по бакелитовой трубке сифонного устройства по причине увлажнения, течь масла через стекло маслоуказателя или мембрану, из-за обратного уклона трубопровода между контактором и расширителем.
Переключающее устройство типа ЗРНОА-110/1000 в основном повреждается из-за ненадежной контактной системы, а также из-за перекрытия воздушных промежутков узла установки разрядников, течи масла через некачественное уплотнение и трещины в металле, особенно в металле литой конструкции. Внедрение ряда мероприятий по повышению надежности в работе контактной системы избирателя несколько снизило число повреждений. Однако этот устаревший тип устройств РПН по-прежнему не удовлетворяет эксплуатационный персонал.
Для очистки контактной системы устройств РПН от оксида и шлама производят "прогонку" устройств. Прогонку производят через каждые шесть месяцев - не менее 10 циклов в регулируемом диапазоне в устройствах РПН, при эксплуатации которых нет переключений или их количество менее 300 в году и нагрузка по току более 0,7, и 1 раз в год 10 циклов по всему диапазону независимо от нагрузки, количества переключений или при отключенном трансформаторе.
Переключающие устройства типа РНТА-35/320 повреждаются из-за пробоя изоляционного промежутка по поверхности бакелитового цилиндра по причине увлажнения изоляции (попадание во внутреннюю полость контактора влаги), повреждения контактных систем устройств, повреждения токоограничивающих резисторов, ложной работы выключателя защиты от повышения давления. В эксплуатации отмечены также повреждения аварийного клапана, и проникновение влаги из-за недопустимого преждевременного старения резиновых уплотнений, и, как следствие, увлажнение приводило к пробою изоляции переключателя между фазами.
При транспортировке трансформаторов, имеющих устройство РПН типа РНТА-35/320, наблюдаются случаи излома наконечников ответвлений регулировочной обмотки грубой ступени в месте их соединения с неподвижными контактами.
Переключающие устройства типа ПБВ повреждаются в основном из-за появления недопустимого перегрева контактной части устройства. Такой перегрев сопровождается интенсивным старением масла вначале вблизи контакта, а затем приводит к постепенному ухудшению всего объема масла трансформатора. Как следствие, повреждается обмотка в зоне регулировочных витков. Как правило, при этом срабатывание газовой защиты выводит трансформатор из работы. Рекомендовано периодически производить прокрутку таких устройств. При прокрутке удаляется оксидная пленка, появляющаяся на контактах во время работы трансформатора, которая значительно увеличивает переходное сопротивление.
27. Повреждения вводов
Этот вид повреждений мощных трансформаторов стал преобладающим в последние годы, после того как общая повреждаемость трансформаторов значительно уменьшена благодаря мерам, указанным в § 28, 29. Повреждения вводов особо опасны и связаны часто с полным разрушением не только ввода, но и со значительным повреждением самого трансформатора. Такое повреждение трансформатора, как правило, сопровождается пожаром.
Не всегда удается эксплуатационному персоналу своевременно обнаружить, устранить дефект или произвести замену забракованного вида.
Маслонаполненные вводы 330-500 кВ повреждаются в основном из-за электрического пробоя изоляции вводов, вызванного проникновением влаги в негерметичную конструкцию с увлажнением бакелитовой или бумажной изоляции. Предупредить перекрытие внутренней изоляции можно своевременным контролем состояния изоляции с использованием газохроматографического анализа пробы масла, взятой из вводов (для герметичных вводов).
Вводы негерметичного исполнения, у которых после срабатывания устройства контроля изоляции вводов отмечено резкое ухудшение tg д и емкости изоляции, незамедлительно выводятся из работы.
Состояние и работоспособность герметичных вводов в соответствии с инструкцией определяются и контролируются по показаниям манометра, который работает в режиме индикаторного прибора, не требующего государственной поверки. Для накопления опыта ряд энергосистем использует манометры герметичных вводов как индикаторный прибор. Манометр, ранее устанавливавшийся на вводе, не предназначен для открытой установки и поэтому может повреждаться из-за проникновения в корпус влаги, а также из-за вибрации. Чтобы исключить влияние вибрации, манометры рекомендуется устанавливать вблизи трансформатора на собственной стойке.
Согласно инструкции завода-изготовителя отбор пробы масла из герметичного ввода не производится. Однако из-за конструктивных недостатков герметичных вводов раннего выпуска (дефект бака давления) после замены баков давления согласно циркуляру № Ц-11-83 (Э) от 5.11.83 г. нет полной уверенности в надежной работе вводов. Также невозможно определить и обосновать допустимую длительность безаварийной эксплуатации вводов. Рекомендовано у вводов однотипного исполнения производить внеочередную проверку качества масла, включая хроматографический анализ масла. При резком повышении давления масла, не связанного с изменением температурных условий ввода, следует незамедлительно выводить трансформатор из работы и производить замену дефектного ввода.
Маслонаполненные вводы 110-150 кВ. В негерметичных вводах обычно через 15-20 лет работы изнашиваются уплотнения, в том числе в верхнем узле, где это приводит к проникновению влаги в расширитель и распределению этой влаги по всему объему ввода, т.е. к увлажнению и ослаблению изоляции и масла.
Маслонаполненные вводы 110-150 кВ повреждаются также из-за пробоя внутренней изоляции в зоне нижнего экрана ввода возле промежуточной втулки. Аварии сопровождались пожаром. При своевременном выводе из работы забракованных вводов и их полной разборке обнаружено наличие налета желтого цвета на внутренней поверхности нижней фарфоровой покрышки. У некоторых вводов в месте появления желтого осадка фиксировалось начало появления поверхностного разряда.
Экспериментальные работы показали, что причиной появления налета являются чрезмерное увеличение напряженности электрического поля, допущенное при проектировании, использование некачественных резиновых уплотнений (вымывание из резины некоторых составляющих). Ускорению появления желтого налета способствует повышение температуры масла.
Ненадежным элементом маслонаполненных вводов протяженного типа напряжением 110 кВ и более (особенно у вводов на большие токи) является верхний узел присоединения отвода обмотки ВН и СН к линейному отводу схемы подстанции.
Из-за механических воздействий, вызванных недопустимым тяжением гибкого линейного шлейфа, и резко возрастающих в сложных климатических условиях (гололед с ветром или только ветер), происходит ослабление болтовых соединений и контактного узла с одновременной разгерметизацией ввода. В результате ухудшения состояния резьбового контакта и появления коррозии возрастает переходное сопротивление в месте контакта, что приводит к чрезмерному нагреву и выплавлению отвода обмотки из наконечника верхней части ввода трансформатора. При несвоевременном обнаружении такого дефекта трансформатор может повредиться с большими разрушениями. Поэтому при периодических осмотрах и ремонтах необходимо особое внимание обращать на качество пайки отводов обмотки к наконечнику, контролировать состояние резьбового контакта зажимов и своевременно производить замену резиновых уплотнений.Для выявления нарушения верхнего узла вводов 330 кВ и выше, учитывая их труднодоступность, в энергосистемах стали применять тепловизионный контроль мест перегревов, в частности рассматриваемого узла вводов. С помощью тепловизоров можно эффективно фиксировать недопустимое превышение температур.У вводов раннего выпуска увлажнения происходило быстрее, так как расширитель ввода был снабжен только гидрозатвором. Чтобы предупредить преждевременное увлажнение внутренней изоляции ввода, в энергосистемах стали устанавливать последовательно (перед гидрозатвором) воздухоосушительный фильтр, который несколько замедлял процесс увлажнения изоляции. Воздухоосушительный фильтр как дополнительное сопротивление при некачественном уплотнении может привести к более интенсивным подсосам атмосферного воздуха через дефектные места уплотнений в зоне расширителя. Практика показала, что при небрежном хранении имели место случаи нахождения вводов с закрытыми дыхательными отверстиями, это недопустимо для вводов негерметичного исполнения. Как следствие, при температурных колебаниях нарушалась герметизация ввода в различных его местах с проникновением во ввод окружающего воздуха.
По различным причинам, в основном из-за нарушений в эксплуатации, до сих пор происходят повреждение фарфоровых покрышек, скалывание ребер, повреждение маслоуказательного стекла, манометра и т.п.У вводов с составными верхними фарфоровыми покрышками (состоящими из двух и более частей) отмечено нарушение герметичности в местах сочленения отдельных частей из-за повреждения эпоксидной склейки или старения резинового некачественного уплотнения, что также приводит к появлению течи. Такой же недостаток отмечен при нарушении стяжки ввода из-за старения металла стяжных пружин. При ремонте и монтаже во избежание смешения фарфоровых покрышек, особенно у вводов, расположенных на трансформаторе в наклонном положении, недопустимо перемещение персонала непосредственно по ребрам покрышки. Для этих целей необходимо применять лестницы или специальные площадки обслуживания с подъемным приспособлением. Из-за нарушений, допускаемых при монтаже и ремонте трансформатора у ввода с твердой изоляцией (при чрезмерных ударах и при резком опускании на торцевую нижнюю часть ввода), происходит смещение токоведущей трубы относительно изоляционного остова. Как следствие, появляется течь масла из трансформатора через верхнюю часть, а также вытекание масла из пространства между остовом и фарфоровой покрышкой.В эксплуатации отмечены случаи, когда при установке нижних экранов ввода острыми кромками пружинной шайбы прорезались алюминиевые стенки экрана. В дальнейшем под действием вибраций работающего трансформатора экран сползал с ввода на отвод обмотки. Этот недостаток устранялся установкой под пружинную шайбу дополнительной плоской увеличенной по диаметру шайбы.При замене старых маслонаполненных вводов на новые (с меньшими размерами как по высоте, так и по диаметру) необходимо учитывать их длину и производить подгонку (укорочение длины отвода). Если не произвести укорочения отвода, то после установки нового ввода в нижней части образуется петля, которая искажает изоляционные расстояния, что приводит к пробою изоляции на этом участке конструкции трансформатора. Такие случаи были отмечены в эксплуатации. Поэтому при замене вводов на новые установку надо производить строго по чертежам, разработанным ЦКБ Союзэнергоремонта, контролируя правильность установки ввода после полной сборки трансформатора перед заливкой масла в бак трансформатора.
Вводы до 35 кВ, как правило, повреждаются от недопустимых механических воздействий с повреждением фарфоровой покрышки (сколы, трещины). В результате появляется течь масла из трансформатора. Резьбовая часть шпильки верхнего контакта вводов изнашивается быстрее при небрежном подсоединении внешней ошиновки к трансформатору.
28. Повреждение системы охлаждения
Система охлаждения является важным узлом трансформатора, обеспечивающим заданный температурный режим.
Повреждение системы охлаждения может привести к значительному тепловому старению бумажной изоляции масла, что снижает сопротивляемость трансформатора к другим видам воздействий (электрическим и динамическим).
Характерные повреждения элементов систем охлаждения:
появление течи и утечка масла, приводящая к отключению трансформатора. Причинами появления этого дефекта могут быть дефекты сварных швов, деформация охлаждающей поверхности элементов системы охлаждения, разгерметизация трубок трубного пучка маслоохладителей системы Ц (типа МО-53-4-1) в местах завальцовки, а также повреждение охладителей этого типа в зимнее время из-за "замораживания", вызванного» недопустимой циркуляцией холодного масла через маслоохладитель, заполненный водой;
недопустимая вибрация крыльчаток вентиляторов, сопровождающаяся изломом лопастей крыльчатки, из-за некачественной балансировки или снятия (установки) крыльчатки с нарушением (без применения специального съемника), а также искажения фронта установки лопастей, несвоевременная замена бракованных подшипников и некачественный контроль за смазкой подшипников;
снижение теплосъема охладителей системы ДЦ из-за засорения трубного пучка (межтрубного пространства).
В засоренном межтрубном пространстве снижается расход воздуха через охладитель из-за того, что часть воздуха, нагнетаемого вентиляторами, не проходит через межтрубное пространство охладителей. В Мосэнерго применяют для очистки продувку избыточным давлением 0,6-1 МПа. Если продувка сжатым воздухом не обеспечивает удаление загрязнений, то промывают водой (пожарным стволом) из магистрального водопровода, а затем вновь продувают сжатым воздухом. Несвоевременная очистка внутренней поверхности по водяной стороне охладителей системы Ц от загрязнений (ракушечника, отложений солей и ила) также снижает теплосъем охладителей.
Электронасосы систем охлаждения ДЦ и Ц являются наименее надежным узлом этих систем. Анализ работы электронасосов (их вскрытие и разборка) показал, что в течение их эксплуатации места установки подшипников у многих электронасосов выпуска до 1983 г. в передних и задних щитах после наработки от 6 ч и более имеют выработку, не позволяющую дальнейшую нормальную эксплуатацию маслонасосов. Возникающая слабая насадка подшипников приводит к задеванию ротора о статор электронасоса с появлением механической пыли и стружки. Кроме того, из-за износа подшипников происходит задевание турбинки о корпус насоса, что также приводит к появлению проводящей металлической пыли (стружки). Этому способствуют особенности конструкции турбинки. При ее работе возникает осевое усилие на валу, что способствует более интенсивному износу радиально-упорных подшипников.
Возникающая проводящая пыль подхватывается маслом, протекающим через электронасос, попадает в бак трас-форматора; осаждаясь на изоляции, она снижает электрическую прочность изоляции и способствует повреждению трансформатора.
В целях повышения надежности электронасосов серии Т завод-изготовитель внедрил ряд мероприятий по улучшению конструкции и технологии изготовления, в частности увеличен моторесурс электронасоса до 50000 ч за счет применения подшипников серии 76-30 6 Е, введено пластмассовое кольцо между рабочим колесом и корпусом насоса, исключающее возможное образование стружки от трения рабочего колеса, исключен местный перегрев обмотки статора, вместо чугунных щитов (передних и задних) применены стальные щиты, изменена конструкция запорных устройств для присоединения манометра (применены вентили игольчатого типа), произведена замена провода на провод марки ПСДТ-Л.
Для своевременного выявления причин повреждения применено диагностирование электронасосов с помощью прибора ИСП-1. Этот прибор регистрирует уровень высокочастотных вибраций, возникающих в дефектных подшипниках. Рекомендована периодичность диагностирования подшипников - перед вводом электронасосов, в работу после замены подшипников и после ремонта электронасосов. Контроль системы охлаждения особо ответственных трансформаторов с использованием прибора ИСП-1 может производиться чаще (через месяц, ежеквартально и т.д.).
29. Повреждение системы защиты масла
При проектировании трансформаторов объем расширителя определяется расчетом и не проверяется специальными тепловыми испытаниями. Поэтому емкость расширителя трансформаторов не всегда соответствует изменению объема масла в баке при всех колебаниях температуры окружающего воздуха и нагрузки.
При недостаточном контроле за уровнем масла в эксплуатации (а также при неправильной работе стрелочного маслоуказателя) отмечены в одном случае (в зимнее время) утечка масла из расширителя, сопровождающаяся отключением трансформатора, а в другом случае (в летнее время при работе в номинальном режиме) превышение уровня масла допустимой отметки.
Недопустимое превышение уровня масла в расширителе приводит к нежелательным явлениям:
у трансформаторов с пленочной защитой происходит полное сжатие пленки и срабатывание предохранительного клапана. При дефектном клапане после его срабатывания не происходит его последующее закрытие. В результате из-за утечки масла отключается трансформатор;
у некоторых трансформаторов с азотной защитой и выхлопной трубой, особенно если верхняя часть выхлопной трубы располагается несколько ниже верхней отметки расширителя, происходит протечка масла через дыхательный патрубок выхлопной трубы в трубопровод, связывающий расширитель с азотной защитой. В результате в указанном трубопроводе образуется масляная пробка. В дальнейшем при резком изменении (снижении) температуры масла в надмасленном пространстве выхлопной трубы возникает разрежение и повреждение диафрагмы выхлопной трубы. При этом происходит выравнивание уровней масла в выхлопной трубе и расширителе, сопряженное с резким перетоком масла, срабатыванием газовой защиты и отключением трансформатора;
у трансформаторов с защитой обычным воздухоосушителем при превышении уровня масла в расширителе происходит проникновение масла в воздухоосушитель и далее наружу. Здесь также создается пробка при низкой температуре. При последующем росте нагрузки и увеличении объема масла под давлением масла разрушается диафрагма выхлопной трубы с выбросом масла наружу. На подстанциях без дежурного персонала в дальнейшем из-за задержки установки новой диафрагмы через поврежденную диафрагму проникает влага из окружающей среды и происходит увлажнение масла и далее изоляции. Целесообразно на труднодоступных необслуживаемых подстанциях производить замену старых расширителей на расширители с большим объемом, а также на расширители с пленочной защитой.
30. Прочие повреждения трансформаторов
Недостатки трансформаторов, устраняемые, как правило, без его отключения, условно можно отнести к прочим.
Наиболее распространенным недостатком трансформаторов является течь масла в разъемах различных узлов конструкции из-за применения в большинстве случаев недостаточно качественной маслостойкой резины. Течь не всегда можно устранить подтяжкой болтов разъема. Замена уплотнений в ряде случаев является трудоемкой операцией, особенно при замене уплотнений в нижнем разъеме бака трансформатора. Появлению течи способствует низкое качество обработки поверхности фланцевых соединений.
Имели место повреждения баков трансформаторов с разрывом стенки бака и утечкой масла через образовавшуюся трещину. Причиной повреждения явилось скопление в полости швеллера крепления домкратной площадки, приваренного к стенке бака, воды, которая при замерзании приводила к разрыву бака.
Неправильная работа предохранительного клапана из-за смещения уплотнительной прокладки вызывает течь масла и утечку его из трансформатора.
Протечки через дефектные сварные швы нередко можно встретить сразу же после ввода трансформаторов в эксплуатацию.
Имеет место сильный нагрев болтов разъема бака, как правило, в старых трансформаторах. Нагрев обусловлен током, протекающим по болту, из-за наличия вертикальной составляющей напряженности магнитного поля. Дефект устраняют путем шунтирования ряда болтов медными или алюминиевыми шинками необходимого сечения.
Были отмечены случаи прибытия на энергообъем трансформаторов с деформацией бака, с пробоиной в днище бака из-за нарушений правил транспортировки по железной дороге.
31. Расследование причин повреждения трансформаторов
Расследование аварий трансформаторов, происшедших на энергообъектах Минэнерго СССР, производится в соответствии с действующей инструкцией. В состав комиссии по расследованию причин повреждения мощных трансформаторов входят организации Минэнерго СССР, а также организации, проектирующие и изготовляющие силовые трансформаторы.
Цель работы комиссии - выявление причин повреждения трансформаторов, определение виновника, а также разработка мероприятий по восстановлению работоспособности поврежденного трансформатора.
По результатам расследования аварии на конкретном трансформаторе комиссия определяет возможность повторения повреждения на других однотипных трансформаторах, установленных в ряде энергосистем. Для предупреждения повторных повреждений разрабатываются эксплуатационные или противоаварийные циркуляры, которые в обязательном порядке утверждаются Главтехуправлением Минэнерго СССР и распространяются на подведомственные энергообъекты. Циркуляры разрабатываются, как правило, заводом-изготовителем совместно с организациями, подчиненными Главтехуправлению Минэнерго СССР.
При расследовании аварий трансформатора на базе представленного материала, как правило, формируются несколько версий о причине повреждения трансформатора. Не всегда мнения членов комиссии однозначно совпадают.
Члены комиссии, не согласные с мнением большинства по общему заключению о причине повреждения трансформатора, дают собственную характеристику и определения причины повреждения.
Расследование аварий усложняется, если исходный технический материал неполноценный ("дело" трансформатора, некачественное ведение эксплуатационного оперативного журнала, в ряде случаев отсутствие или низкое качество осциллограмм, магнитной записи, отсутствие протоколов проведения испытаний и т.п.). В таких случаях сложно однозначно характеризовать состояние трансформатора до аварий и в момент аварий.
Анализ работы комиссий по расследованию трансформаторов за длительный период показывает, что при расследовании причин повреждения трансформаторов устанавливается одна из нижеследующих причин:
увлажнение изоляции по разным причинам;
загрязнение масла и изоляции;
некачественный ремонт;
несоответствие электродинамической стойкости трансформатора воздействующим токам КЗ;
превышение воздействий (механических от токов КЗ, тепловых перегрузок, электрических - перенапряжения, перевозбуждения магнитопровода);
дефекты из-за недостатков конструкции и технологии изготовления;
применение некачественного материала при изготовлении трансформатора (особенно если при изготовлении применялся провод обмоточный невысокого качества, нескальпированный).
В период работы комиссии при определении причин повреждения трансформаторов особое внимание уделяется соблюдению эксплуатационным персоналом требований и рекомендаций действующих директивных материалов и инструкций заводов-изготовителей.
При расследовании причин повреждения трансформаторов также отмечалось, что эксплуатационный персонал нарушал правила хранения трансформаторов перед монтажом и вводом его в эксплуатацию. Такое нарушение в энергосистемах продолжается до сих пор, хотя существуют разъяснение и рекомендации не допускать нарушения сроков хранения трансформаторов. Эксплуатация не всегда по истечении 3 мес со дня получения трансформаторов переводит их на длительное хранение, что может привести из-за потери герметичности к увлажнению изоляции трансформаторов, тем более что в дальнейшем для восстановления изоляции потребуется выполнить в зависимости от класса напряжения трансформаторов значительный объем работы по подсушке изоляции с применением специального дефицитного вакуум-сушильного оборудования. Как следствие, значительно удлиняется срок монтажа трансформатора.
При выполнении работ в эксплуатации по замене масла в баке, при замене уплотнений и поврежденных узлов (охладителей, маслонасосов, вводов, замена силикагеля и т.д.) необходимо полностью выдерживать требования действующих инструкций. Некачественная дегазация или проведение работ не под вакуумом, неполное удаление воздуха из внутренних полостей бака и узлов трансформатора приводят к тому, что при вводе трансформатора в эксплуатацию после его прогрева в режиме холостого хода или под нагрузкой он может быть выведен из работы действием газовой защиты.
Недостаточная очистка трансформатора и его узлов снижает электрическую прочность изоляции. До настоящего времени все трансформаторы, поставляемые в энергосистемы, на заводах-изготовителях недостаточно очищаются от механических примесей, при этом поставщики трансформаторов исходят из того, что операции по очистке должны быть выполнены в период монтажа трансформатора в "полевых" условиях. В принципе механическая примесь (особенно проводящая), попадая на изоляцию трансформатора приводит к ее ослаблению и если не сразу, то в дальнейшем по совокупности причин может привести к повреждению трансформатора. Так, при подсоединении отводов НН к вводу мощных трансформаторов образуемая проводящая пыль приводила к снижению электрической прочности и к повреждению изоляции между фазами обмотки (отводов) в рассматриваемом узле. Поэтому при выполнении различных работ необходимо соблюдать чистоту и вводить трансформатор в эксплуатацию после очистки и промывки.
Глава шестая
Ремонт трансформаторов
32. Текущий ремонт
Этот вид ремонта производится в следующем объеме:
наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте;
чистка наружной поверхности изоляторов и бака;
смена сорбента в фильтрах;
проверка спускного крана и уплотнений;
осмотр и чистка охлаждающих устройств;
проверка и при необходимости замена подшипников электродвигателей систем охлаждения и вентиляторов, их балансировка;
проверка контрольно-измерительных приборов, защит, а также разрядников при их наличии на устройстве РПН;
проверка гидравлического затвора, мембраны выхлопной трубы, отсекателя;
осмотр, проверка маслопроводности верхнего контактного узла вводов и при необходимости замены уплотнений;
отбор и проверка проб масла из бака трансформатора, негерметичных и при необходимости герметичных вводов;
проверка устройств защиты масла и замена поврежденных элементов этих устройств.
Ежегодно в зависимости от числа переключений проводится текущий ремонт устройств РПН.
У маслонаполненных негерметичных вводов при текущем ремонте помимо отбора пробы масла производится замена масла в масляном затворе, доливка масла, смена сорбента в воздухоосушителе фильтра, а также измеряется тангенс угла диэлектрических потерь ввода и при необходимости выполняется полная замена масла.
При текущем ремонте трансформаторов с принудительным охлаждением проверяется герметичность охладителей и замена уплотнений, состояние подшипников электронасосов и двигателей вентиляторов и производится их замена с одновременной балансировкой электродвигателей. Герметичность масловодяных охладителей проверяется согласно инструкции завода-изготовителя путем создания избыточного давления поочередно со стороны масляной и затем водяной системы, при этом заменяются дефектные уплотнения и производится завалыдовка и глушение некоторого количества (двух-трех) трубок трубного пучка.
При текущем ремонте восстанавливаются сварные швы и устраняется течь масла. Течь масла в местах поврежденных швов бака устраняется сваркой под вакуумом (если бак рассчитан и испытан на вакуум) с отключением трансформатора.
Технологические операции текущего ремонта являются частью типового капитального ремонта (иначе называемого средним ремонтом). Более подробно основные работы текущего ремонта будут рассмотрены ниже.
33. Типовой капитальный ремонт
В сравнении с текущим этот вид ремонта отличается объемом и сложностью работ. Согласно действующим нормам [1 и 4] капитальный ремонт трансформаторов напряжением 110 кВ производится в первый раз в большинстве случаев после 12 лет эксплуатации. Применяя более совершенные способы диагностики, сроки проведения первого капитального ремонта можно пересматривать в сторону увеличения сверх 12 лет. В каждом конкретном случае изменение сроков капитального ремонта принимается после рассмотрения состояния трансформатора и необходимого обоснования.
Капитальный ремонт трансформатора производится, как правило, со вскрытием активной части, но без ее разборки. Необходимость подпрессовки обмоток является основной причиной периодического вскрытия активной части. Объясняется это тем, что в качестве основной твердой изоляции в конструкции трансформатора используется электрокартон с большой усадкой (около 10 %). При отсутствии автоматической подпрессовки в процессе эксплуатации обмотки трансформатора распрессовываются и, следовательно, теряют или снижают свою электродинамическую стойкость. Поэтому для предупреждения деформаций обмоток под воздействием токов КЗ обмотки хотя бы 1 раз в течение срока службы трансформатора подвергаются подпрессовке.
Кроме того, необходимость вскрытия может быть вызвана некоторыми дефектами активной части, которые появляются с течением времени. К таким дефектам следует отнести следующие: старение масла и зашламление активной части, увлажнение изоляции, ослабление прессовки магнитопровода, ухудшение изоляции между элементами магнитопровода (шпильками, ярмовыми балками и др.), ослабление крепления изоляционных барьеров обмоток и междуфазной изоляции, ослабление крепления отводов, излом изоляции отводов, износ механических деталей РПН; старение уплотняющих материалов, течи масла, разрушение покрытия внутренних поверхностей бака, разрушение опорной изоляции (пята-кольцо) прессующих винтов прессующего устройства обмоток, ослабление разъемных контактных соединений, корродирование поверхности, нарушение узла установки ввода и дефекты вводов напряжением 500 кВ и выше, требующих их замены со сливом масла из бака трансформатора, повреждение схемы заземления магнитопровода и элементов прессующего устройства обмоток.
Вскрытие активной части налагает требования в отношении увлажнения изоляции: чтобы уложиться в сроки проведения ремонта (разные у трансформаторов разных классов изоляции), производится прогрев трансформаторов.
Капитальный ремонт без разборки активной части включает в себя перечень операций, выполняемых на узлах (элементах) трансформаторов в определенной технологической последовательности.
Объем работ, выполняемых при капитальном ремонте без разборки активной части, следующий.
Активная часть - магнитопровод: осмотр, измерение и определение состояния изоляции, выявление и устранение деформации ярмовых балок, измерение изоляции сопротивления межлистовой изоляции по пакетам, проверка и восстановление схемы заземления элементов магнитопровода, а также проверка усилий затяжки шпилек, болтов и полубандажей на ярмах магнитопровода, чистка от шлама, грязи и посторонних предметов, устранение мелких дефектов.
Обмотки: проверяется состояние обмоток, очищаются и промываются вертикальные и горизонтальные каналы, проверяется состояние витковой и дополнительной изоляции и размеры каналов, проверяется и восстанавливается оп-рессовка обмоток, проверяется вертикальность столбов прокладок и наличие деформаций обмоток.
Схема соединения обмоток: проверяется исправность изоляции и целостность изоляции перемычек, состояние доступных мест паек, оценивается степень старения изоляции, производится при необходимости снятие перед опрессовкой креплений и последующая их установка, проверяются и заменяются дефектные крепления, проверяется расположение отводов и степень их затяжки, осматриваются с последующей затяжкой контактные соединения.
Переключающие устройства: проверяется состояние контактов переключателей, при необходимости зачищаются или заменяются поврежденные контакты, осматриваются регулировочные отводы и детали их крепления, проверяется состояние изолирующих цилиндров, производится мелкий ремонт и подтяжка контактов, осматривается механизм кинематики привода, проверяется состояние элементов контактора и замена изношенных узлов, после всех перечисленных работ производится наладка переключателей.
Бак и арматура: заменяются уплотнения на баке, при необходимости после проверки состояния упорного прутка в местах разъемов восстанавливается его крепление, очищается и промывается бак и при необходимости производится покраска наружных и внутренних поверхностей маслостойкой эмалью необходимой марки, осматривается и производится мелкий ремонт расширителя и его окраска в необходимых местах, проверяется арматура и система охлаждения трансформатора, а также выхлопной трубы или предохранительного клапана и отсечного клапана, производится окраска поверхностей.
Вводы: осматриваются и очищаются поверхности фарфоровых покрышек, проверяется состояние нижнего и верхнего контактных узлов, устраняется течь масла подтяжкой прессующего устройства, при необходимости заменяются масло и уплотнения, а также выполняются другие мелкие работы, производятся измерения и испытания.
Масло и изоляция: заменяется масло на предварительно подготовленное или сохраняется прежнее масло после очистки, при необходимости производится сушка изоляции.
Защита и вторичные схемы: проверяется контрольно-измерительная аппаратура, а также проверяются и испытываются силовые и контрольные кабели.
Сборка и монтаж: производится полная сборка трансформатора с заменой всех уплотнений, не отвечающих требованиям маслостойкости, проводится испытание на герметичность, устанавливаются силовые и контрольные кабели, а также приборы контроля нагрева и защиты, после окончания монтажа трансформатора проводятся испытания согласно [3].
Ремонт трансформаторов имеет схожие подготовительные работы с монтажом.
Организация ремонта трансформатора без разработки активной части в сравнении с организацией монтажа трансформатора наряду со сходством имеет отличие. Ремонт трансформатора отличается большей сложностью и объемом выполняемых работ.
Качественное выполнение ремонтных работ в оптимальные сроки с привлечением обоснованной численности ремонтного персонала возможно только после предварительной подготовки и организации работ, для чего разрабатывается и утверждается в установленном порядке проект организации работ (ПОР).
При разработке ПОР учитываются условия выполнения капитального ремонта трансформаторов на конкретном энергообъекте. Лучшие условия для проведения такого вида ремонта можно обеспечить на гидростанциях при производстве работ на торце машинного зала или в ТМХ. К примеру, все требования для качественного выполнения капитального ремонта обеспечиваются на Волжской ГЭС имени В.И. Ленина, Братской ГЭС и других электростанциях. С худшими условиями для проведения капитального ремонта трансформаторов ремонтные и эксплуатационные организации сталкиваются на подстанциях, не имеющих ТМХ, когда ремонт производится на собственном фундаменте.
Капитальный ремонт можно выполнить в полном объеме с соблюдением всех требований только с подъемом съемной части бака, т.е. с вскрытием активной части. При вскрытии активной части обеспечивается максимальный доступ к ее элементам и узлам.
Однако любое вскрытие активной части нежелательно, так как оно сопряжено с возможным увлажнением и загрязнением изоляции активной части, что наносит трансформатору значительно больший вред. Поэтому в ряде случаев капитальный ремонт, особенно в условиях подстанций без ТМХ, целесообразно выполнять без подъема колокола, с частичным сливом масла, при котором главная изоляция и обмотки полностью погружены в масле. Такое ограничение объема капитального ремонта возможно.
Проект организации работ включает в себя все технологические операции: снятие трансформатора с места установки, транспортировка и последующее вскрытие активной части и проведение ремонтных работ, сдача эксплуатационному персоналу после завершения всего комплекса работ.
Схема типового капитального ремонта трансформатора может несколько измениться в случае проведения ремонта группы однофазных трансформаторов (или двух трехфазных трансформаторов), установленных на подстанции, или энергоблока. Сетевой график ремонта трансформаторов в зависимости от срока ремонта энергоблока предусматривает параллельное или последовательное выполнение технологических операций с привлечением оптимальной численности и квалификации ремонтного персонала.
Помещение, где производится разборка и сборка трансформатора, как правило, должно иметь железнодорожный въезд на глубину не менее 30 м и иметь якорь для закрепления полиспаста. При разборке для вертикального перемещения узлов трансформатора предусматривается тихоходное грузоподъемное оборудование, рассчитанное по грузоподъемности на снятие наиболее тяжелой части трансформатора (съемной части бака). В помещении устанавливается на время ремонта необходимое ремонтное технологическое оборудование.
Место ремонта охладителей оснащается грузоподъемным и другим технологическим оборудованием (маслонасосы, гидравлический пресс и т.п.). Для производства сварочных работ выделяется специальный участок, отвечающий всем требованиям пожарной безопасности. На этом участке производятся сварочные работы всех узлов трансформатора.
Ремонт арматуры и мелких узлов трансформатора выполняется в помещении, оборудованном слесарным верстаком со слесарным инструментом, а также маслонасосом и грузоподъемными механизмами. Помещение должно иметь связь с маслохозяйством (или иметь емкости чистого и отработанного масла).
Участок ремонта вводов должен находиться в зоне обслуживания подъемным оборудованием, на случай замены масла предусматривается трубопроводная связь с емкостями чистого и использованного масла, и должна обеспечиваться защита фарфоровых покрышек от механических воздействий. Кроме того, на ремонтной площадке предусматривается прогрев и возможность проведения испытания и измерения характеристик ввода.
Участок ремонта бака, расширителя, выхлопной трубы и других элементов находится также в поле обслуживания грузоподъемным оборудованием. На этом участке должно предусматриваться безопасное проведение сварочных работ.
Осмотр и ремонт активной части производится после проведения всех подготовительных работ согласно ПОР.
Вскрытию активной части трансформатора предшествуют работы по снятию трансформатора с фундамента и его перемещение на ремонтную площадку. Для предупреждения повреждений скорость перемещения трансформатора на собственных каретках не превышает 8 м/мин. Операции поворота катков и перекатки трансформатора по продольной и поперечной осям на пути перемещения производятся с помощью гидродомкратов, которые на крестовинах железнодорожного пути располагаются под днищем бака в специально предназначенные для их установки места. Подъем трансформатора с помощью гидродомкратов осуществляется плавно с равномерным распределением нагрузки между домкратами, при этом контроль за работой гидродомкратов производится по манометрам гидродомкратного устройства.
Прибывший на ремонтную площадку трансформатор располагается так, чтобы с помощью грузоподъемного оборудования можно было произвести операции по снятию всех узлов, располагаемых на баке трансформатора.
Перед вскрытием активной части трансформатор прогревается, при этом температура активной части в процессе всего периода последующей разгерметизации должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха (на ремонтной площадке) не менее чем на 5 °С и во всех случаях не снижалась ниже +10 °С. Целесообразно в период прогрева снять с бака охладители системы охлаждения (навесной).
Время пребывания активной части без масла во вскрытом состоянии на ремонтной площадке строго регламентировано и зависит от класса изоляции трансформатора. Так, при относительной влажности до 75 % это время не более 32 ч, а при относительной влажности до 85 % - 20 ч. Поэтому работы по снятию узлов трансформатора, расположенных на баке трансформатора, так же как и снятие "колокола", производятся оперативно в определенной последовательности с соблюдением всех требований согласно их весовым данным и схемам строповки. Особенно тщательно выдерживается угол строповки при снятии (установке) вводов напряжением 110 кВ и более, как правило, располагаемых на баке под углом. В практике отмечены случаи, когда из-за неправильной строповки при подъеме вводов повреждались их бакелитовые цилиндры. Чтобы исключить увлажнение снятых изоляционных деталей, их помещают в емкости с маслом. Снятые с бака вводы 110 кВ и более устанавливают на хранение в специальные стойки.
При подъеме съемной части бака тщательно проверяются балансировка и отсутствие касания бака с активной частью.
До подъема съемной части бака ("колокола") демонтируется переключающее устройство на трансформаторах с РПН. Целесообразно при этом произвести маркировку отводов, что обеспечит дальнейшую оперативную сборку схемы отводов.
На магнитопроводе устраняются все замеченные недостатки ярмовых балок и прессующих устройств винтов с последующим доведением прессовки до норм. При выявлении замыкания между заземленными частями конструкции магнитопровода выполняются работы по обнаружению и устранению мест замыкания путем создания зазора (около 8 мм) или прокладывания электрокартона толщиной более 3 мм в месте касания. При необходимости дефектная изоляция заменяется на новую. Выявляются и устраняются причины перегревов на участках элементов магнитопровода. После выполнения всех работ производится очистка узлов магнитопровода.
Обмотки и изоляция тщательно осматриваются. Выявляются места касания изоляционных (междуфазных) перегородок и обмоток (отводов). Наличие мест касания в изоляционной конструкции недопустимо и чревато возможными повреждениями. Места касания тщательно проверяются, и при обнаружении следов электрических разрядов принимаются меры по восстановлению изоляции мест повреждений, а также обеспечиваются необходимые изоляционные расстояния, которые от прессующих колец и других заземленных частей до изоляционной перегородки должны быть не менее 30 мм.
В процессе работы трансформатора на него воздействуют собственная вибрация и токи короткого замыкания. Под их воздействием в случае недостаточной запрессовки обмоток происходит смещение элементов (прокладок) обмоток, а также возможна деформация обмоток. Поэтому при осмотре обмоток, расположенных снаружи активной части, проверяют их в доступных местах на вертикальность столбов прокладок (смещение по вертикали относительно друг друга не должно превышать 10 мм). При необходимости выравнивают столбы прокладок, предварительно распрессовав полностью обмотки. Сложнее с внутренними по расположению обмотками, как правило, СН и НН. Эти обмотки осмотреть возможно только с торцевой поверхности сверху активной части.
Кроме работ по устранению недостатков обмоток производится проверка и устранение других недостатков, обнаруживаемых на элементах и узлах конструкции активной части:
восстанавливается затяжка узлов крепления внешней изоляции. Ослабленные крепления подтягиваются и предохраняются от самоотвинчивания, при этом допускается в изоляции сверление новых отверстий при смещении изоляции перегородок экранов в узле крепления;
если дефектные элементы крепления (например, буковые) подлежат замене, то новые элементы крепления должны быть предварительно просушены в течение не менее 48 ч при температуре 100-105 °С.
Необходимо помнить, что при ухудшении качества паек, сопровождающемся недопустимым перегревом, изоляция в зоне дефектной пайки интенсивно стареет, темнеет и по цвету отличается от изоляции на соседних здоровых участках изоляции отводов. Поэтому отводы по всей длине тщательно осматриваются, особенно внимательно, если результаты хроматографического анализа масла, выполненного перед ремонтом, неудовлетворительны. При выявлении на длине отводов мест изоляции с резким потемнением на дефектном участке срезается изоляция под конус (длина конуса должна составлять не менее десятикратной толщины изоляции отвода). Удалив изоляцию, проверяют состояние пайки и при необходимости перепаивают и вновь изолируют тем же изоляционным материалом, предварительно осушенным.
Если прессующие кольца обмоток сдвинуты и при раздельной прессовке касаются друг друга, то их центруют, перемещая в радиальном' направлении относительно обмоток так, чтобы зазор между кольцами соответствовал требованиям чертежа. Поврежденные шинки заземления прессующих колец заменяются на новые, которые должны быть пролужены оловянистым припоем и изолированы по всей длине сначала слоем лакоткани (толщиной 2 мм), а затем киперной лентой с перекрытием. Шинки заземления присоединяются к кольцам и ярмовой балке без натяга с некоторым припуском.
Технологические операции по подпрессовке обмоток выполняются с помощью гидродомкратов (или тарированных ключей). Усилия запрессовки должны соответствовать нормам, приведенным в инструкции по эксплуатации. Наиболее качественная запрессовка обмоток обеспечивается при одновременной прессовке всех прессующих колец (всех стержней магнитопровода), что необходимо особенно при прессовке трансформаторов 100 MB-А и более. Такая прессовка возможна при установке на прессующие кольца обмоток значительного количества гидродомкратов. В большинстве случаев прессовка обмоток выполняется раздель- но по каждой обмотке из-за ограниченного количества гидродомкратов. Сначала прессуются обмотки с большими, а затем обмотки с меньшими усилиями запрессовки. Если же производить прессовку наоборот, т.е. сначала прессовать обмотку, требующую меньших усилий, то предыдущие обмотки могут оказаться распрессованными.
Для определения степени изношенности изоляции отбираются образцы витковой изоляции, электрокартона изоляционных барьеров. По условной классификации механическая прочность изоляции подразделяется на классы:
1-й класс - изоляция эластичная; при полном сгибе вдвое изоляция не ломается;
2-й класс - изоляция твердая; при полном сгибе вдвое образуются трещины;
3-й класс - изоляция хрупкая; при полном сгибе изоляция ломается;
4-й класс - изоляция хрупкая; при сгибе до прямого угла изоляция ломается.
У трансформаторов, имеющих переключатель ответвлений ПБВ, необходимо тщательно проверить исправность контактов и достаточность их нажатия.
После выявления и устранения недостатков активная часть промывается струей сухого горячего масла (60 °С); желательно применять масло той же марки, что и масло, которым был заполнен трансформатор, или же в крайнем случае маслом, не уступающим по качеству, допущенным к смешиванию. Так как в большинстве случаев активная часть промывается на собственном поддоне бака, то после промывки удаляются с поддона остатки масла и он протирается насухо.
В соответствии с ПОР (сетевым графиком) параллельно с работами на активной части производятся работы по ремонту системы охлаждения, быстродействующих переключающих устройств и других демонтированных узлов.
Сборка трансформатора производится после завершения всех работ на активной части. К моменту завершения работ на активной части также заканчиваются все работы по ремонту компенсирующих узлов, демонтированных с бака трансформатора в период разборки трансформатора. Если по ряду причин превышено время нахождения активной части на открытом воздухе, что сопряжено с возможным увлажнением изоляции, то производится подсушка или сушка изоляции. Сушка трансформатора является сложным, трудоемким технологическим процессом, особенно если она производится в полевых условиях, и поэтому ремонтные работы должны, как правило, выполняться в течение расчетного технологического времени, гарантирующего сохранение изоляционных характеристик бумажной изоляции трансформатора.
Сборка трансформатора выполняется в определенной технологической последовательности и в минимальное время, обеспечивающее скорейшую герметизацию трансформатора.
Установка съемной части бака на поддон трансформатора (у больших трансформаторов) или установка активной части в бак (у трансформаторов с верхним разъемом) производятся с применением специальных технологических оправок и тщательной выверкой расстояния от активной части до стенок бака, чтобы не повреждались элементы конструкции активной части. Затяжка разъема считается законченной, если резиновая прокладка зажата до 2/3 первоначальной толщины.
Установка адаптера с трансформаторами тока мощных трансформаторов производится в комплекте с бакелитовыми цилиндрами. При установке соблюдаются угол наклона и правильность расположения выводной коробки относительно выреза в цилиндре.
Установку маслонаполненных высоковольтных вводов, располагаемых на баке под углом, производят постепенно, чередуя последовательно вертикальные и горизонтальные движения. Такая тщательность при установке вводов гарантирует сохранность бакелитовых цилиндров. До установки ввода проверяется правильность расположения маслоуказательного стекла ввода относительно бака трансформатора и вырез бакелитового цилиндра, который должен правильно располагаться относительно ввода. В эксплуатации отмечены случаи, когда при сборке трансформатора из-за неправильного расположения выреза бакелитового цилиндра он своим краем опирался на отвод обмотки, что приводило со временем к появлению ползущего разряда с последующим пробоем изоляционного расстояния отвод - адаптер ввода. Поэтому при установке ввода на стадии завершения через нижний люк бака обязательно проверяется правильность расположения отвода обмотки в разъеме выреза бакелитового цилиндра. При закреплении верхнего контактного узла ввода герметизацию наконечника производят с особой тщательностью, правильно располагая уплотнительную резину и равномерно затягивая ее. У герметичных вводов повторно проверяется давление по манометру. При необходимости давление во вводе доводится до норм.
После установки системы охлаждения (она может устанавливаться и после заполнения бака маслом) и полной герметизации трансформатор вакуумируется с остаточным давлением, приведенным в сопроводительной документации. Вакуумировка трансформатора на полный вакуум производится по специальной технологии равномерно и постепенно ступенями по 0,013 МПа через каждые 15 мин до остаточного давления 0,001 МПа. Если в течение 1 ч после достижения верхнего предела вакуума его значение не снижается ниже 0,003 МПа, трансформатор считается герметичным. После проверки герметичности бак трансформатора выдерживается до заливки маслом при верхнем предельном значении 0,001 МПа в течение 2 ч для трансформаторов 110-150 кВ и 20 ч для трансформаторов 220-750 кВ. При отсутствии каких-либо требований в инструкции остаточное давление трансформаторов напряжением 110-220 кВ устанавливается около 0,054 МПа.
Заполнение бака маслом производится со скоростью не более 3 т/ч при остаточном давлении не более 0,001 МПа. При превышении скорости заполнения бака маслом ухудшается пропитка изоляции маслом. Температура масла при заполнении выдерживается для трансформаторов напряжением 110-150 кВ и не ниже 10 °С, а для трансформаторов напряжением 220-750 кВ 45-60 °С. Заполнение прекращается при достижении маслом уровня ниже крышки на 150-200 мм. В таком состоянии трансформатор выдерживается под вакуумом в зависимости от класса напряжения трансформатора: 110-150 кВ - в течение 3 ч, а 220-750 кВ - в течение 5 ч. Этот вакуум постепенно снимается с одновременной подачей в бак воздуха через воздухоосушительный фильтр.
Установка расширителя, выхлопной трубы и газоотводящей системы производится после заливки бака маслом, затем подсоединяется к расширителю система масляной защиты, устанавливаются приборы газовой защиты и сигнализации.
Избыточным давлением масла в расширителе не более 20 кПа (0,2 кгс/см 2) проверяется маслоплотность верхнего контактного узла вводов. Такое давление устанавливается с помощью редуктора по показаниям манометра с верхним пределом 50-100 кПа (0,5-1 кгс/см 2).
При проверке на маслоплотность верхнего контактного узла ввода в расширителе без специальной защиты (с силикагелевым воздухоосушителем) и в трансформаторах с
пленочной защитой следует использовать чистый сухой воздух или азот, в трансформаторах с азотной защитой - только чистый сухой азот. Работы по проверке на герметичность верхнего узла ввода выполняют в следующей последовательности: у трансформаторов без специальной защиты и с пленочной защитой отсоединяют воздухоосушитель, а у трансформаторов с азотной защитой - систему азотной защиты, к трубопроводу через редуктор и вентили подсоединяют источник сжатого газа (передвижной компрессор, баллон со сжатым воздухом или азотом, а также можно использовать распределительную сеть воздухопроводов воздушных выключателей). При этом в трансформатор с азотной защитой или без специальной защиты масла сжатый газ подается в надмасленное пространство расширителя, а в трансформаторах с пленочной защитой - внутрь эластичной оболочки. Как правило, проверку герметичности производят в летнюю ремонтную кампанию, т.е. при положительной температуре окружающего воздуха.
При дефектной резиновой прокладке контактной шпильки ввода через поврежденное место (щель, трещина) прокладки проходит газ. Для обнаружения места повреждения прокладки снимается защитный кожух, и зона гайки, прижимающей прокладку, обрабатывается мыльным раствором. Если имеется утечка, то по пузырению фиксируется дефектная прокладка, которая подлежит замене. После замены прокладки уплотнения контактной шпильки перед установкой кожуха место прокладки смазывается герметиком КЛТ-30, эластосилом и т.п.
Окончательная доливка масла в трансформатор производится со скоростью 4 т/ч через расширитель. После заливки бак испытывают на избыточное давление столбом масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С. Из-за повышения вязкости масла эту проверку при низких температурах произвести невозможно.
После выполнения всех ремонтных работ трансформатор проходит испытания и измерения на ремонтной площадке перед его транспортировкой на фундамент, где заканчиваются работы по окончательной сборке и подготовке к включению.
Ремонт вводов напряжением ПО кВ и выше увязан с возможностями ремонтных мастерских (наличием вакуумного оборудования, сушильной камеры и т.п.) и выполняется в нормированном объеме.
При текущем ремонте трансформатора выполняются работы, как правило, не требующие снятия ввода с трансформатора: заменяется отработанный силикагель и масло в гидрозатворе негерметичных вводов, заменяются дефектные резиновые уплотнения в верхнем контактном узле; при необходимости доливается масло; устраняются мелкие дефекты фарфоровой покрышки; отбирается проба масла и после проверки определяется необходимость его замены (проба масла из герметичных вводов отбирается, как правило, по согласованию с заводом-изготовителем); заменяется масло со снятием или без демонтажа ввода с трансформатора; устраняется течь масла в зоне верхней фарфоровой покрышки и расширителя; при необходимости проверяется отдача бака давления герметичных вводов. Если обнаружена течь в зоне нижней фарфоровой покрышки, заменяется ввод на резервный.
В период капитального ремонта трансформатора с подъемом съемной части бака ("колокола") демонтируются все вводы, и при необходимости в условиях ремонтных мастерских выполняются работы вплоть до полной разборки ввода, включая подсушку или сушку ввода.
Доливка масла во ввод выполняется при необходимости в соответствии с требованиями инструкций завода-изготовителя. Объем масла в негерметичном маслонапол-ненном вводе контролируется по маслоуказателю. При температуре 15-20 °С уровень составляет 2-3 высоты масло-указательного стекла. Доливка масла производится с применением воронки через отверстие для доливки масла во ввод, при открытом отверстии для выхода воздуха (оба отверстия в рабочем состоянии ввода закрыты пробками). Если у ввода нет отверстия для выхода воздуха, то для обеспечения возможности выхода воздуха при заливке применяется воронка с узким горлышком. Допускается доливать масло во ввод через маслоотборное устройство с помощью бессальниковых насосов через промежуточный бачок, связанный с вводом, предварительно открыв отверстие выпуска воздуха. При таком способе доливки масла в негерметичные маслонаполненные вводы предусматриваются меры предосторожности, чтобы не закачать во ввод воздух. Для этого, прежде чем открыть пробку маслоотборного устройства, в промежуточном бачке создается избыточное давление 0,01-0,02 МПа (0,1-0,2 кгс/см2), и масло подается при заливке небольшими порциями.Доливка масла в герметичные вводы контролируется по манометру. Давление масла во вводе выдерживается в пределах 0,02-0,25 МПа (0,2-2,5 кгс/см2). Масло, предназначенное для доливки в герметичные вводы, предварительно дегазируется при вакууме с остаточным давлением не более 666,5 Па (5 мм рт. ст.) в течение 4 ч на каждые 50 л обрабатываемого масла.Замена масла во вводах в эксплуатации в зависимости от конструкции маслонаполненного ввода производятся со снятием ввода с бака трансформатора или без его демонтажа. При смене масла без демонтажа необходимо, чтобы конструкция ввода обеспечивала доступ к нижним слоям масла. Замена масла во вводах может быть рекомендована при содержании водорастворимых кислот в масле не более 0,03 мг КОН на 1 г.
Приготовленное заранее трансформаторное масло в объеме, равном трех-четырехкратному объему масла ввода, должно быть очищенным, дегазированным, удовлетворять всем требованиям и иметь пробивное напряжение не ниже 60 кВ для вводов на напряжение до 500 кВ и 70 кВ для вводов на напряжение на 750 кВ и выше. Влагосодержание -не более 10 г/т, газосодержание для герметичных вводов -не более 0,15 %.После слива масла ввод промывается по схеме замкнутого цикла, приведенной на рис. 20. Промывка ввода производится свежим маслом. Продолжительность промывки в зависимости от класса напряжения ввода находится в пределах от 6 ч (вводы ПО кВ) до 24 ч (вводы 750 кВ). Промывка прекращается после достижения нормированных для масла значений tg б при 70 °С. На завершающей стадии заливки (промывки) производится вакуумирование ввода при остаточном давлении не более 667 Па. Продолжительность вакуумирования у вводов 110 кВ 4 ч, 150-220 кВ 8 ч, а у 330 кВ и выше не менее 12ч.

Рис 20. Схема замены масла во вводах:
1 - бак для слива отработанного масла; 2 - подставка (стул); 3 - ввод; 4 -бак с чистым маслом; 5 - фильтр-пресс; 6 - приемный бак; 7 - пробка для слива масел
Ремонт фарфоровых покрышек при обнаружении мелких повреждений на фарфоровых покрышках производится путем окраски мест скола или приклеивания отколовшихся частей. Места окраски или склеиваемые части предварительно очищаются от загрязнений, обезжириваются и высушиваются. Лак, применяемый при окраске, должен быть влагостойким и равномерно покрывать место повреждения, придавая блестящий оттенок, схожий с глазурью. Для окраски используются лаки воздушной сушки (пентафталевые, эпоксидные и др.), клей БФ-4, смесь на основе эпоксидной смолы ЭД-20. Для склеивания отколовшихся частей фарфора рекомендуется применять клей на основе эпоксидной смолы ЭД-20 (100 массовых частей) с добавлением полиэтиленполиамина (13,5 массовых частей) и фарфоровой муки (100 массовых частей).При повреждении бака давления ввода частично сливается масло. При нулевом показании манометра перекрываются вентили от ввода и бак отсоединяется. Опорожненный бак давления испытывается в водяной камере давлением воздуха 0,1 МПа. Для запуска сжатого сухого воздуха применяется воздухоосушитель. Места течи обезжириваются, завариваются, а затем зачищаются и окрашиваются. После промывки соединительных трубок бака давления он проверяется на отдачу. Бак давления через промежуточный бачок вместимостью 20-30 кг присоединяется к вакуумной системе с помощью штуцера, установленного вместо верхней пробки выпуска воздуха, а также к маслосистеме через вентиль бака давления. После выдержки под вакуумом при остаточном давлении не более 667 Па в течение 30 мин производится заполнение бака ввода и промежуточного бачка маслом, подогретым до 20-25 °С. Затем снимается вакуум, после достижения устойчивого уровня масла в промежуточном бачке отсоединяются вакуум-система и промежуточный бачок (масло из него предварительно сливается), и устанавливается верхняя пробка. Создается с помощью маслонасоса избыточное давление 0,3 МПа подкачкой дополнительного количества масла, а затем сливается масло через нижнее отверстие до давления 0,025 МПа в измерительную емкость. Сравнивается полученная отдача с расчетной, и окончательно сливается масло. При повторном заполнении бака маслом (после проверки бака на отдачу) давление в нем доводится до 250 кПа.
Бак давления присоединяется к вводу в такой последовательности: присоединяется соединительная трубка к баку; приоткрываются вентили бака и ввода и под струей масла присоединяют трубку к вводу, открываются полностью вентили на вводе и баке и устанавливается рабочее давление в соответствии с заводской инструкцией.
Замена прокладок между фарфоровыми покрышками и металлическими деталями ввода является наиболее сложной технологической операцией и прозводится со снятием стяжного устройства и полным сливом масла из ввода. Операции по замене всех остальных прокладок менее трудоемкие и не требуют снятия стяжного устройства и слива масла.
При замене прокладок со снятием стяжного устройства ввода до слива масла предварительно устанавливается специальное технологическое приспособление, предназначенное для прижимания нижней фарфоровой покрышки к основному фланцу (середина ввода). Если производить распрессовку ввода без установки этого приспособления, то остов ввода начнет смещаться вниз, что приведет к обрыву перемычки от последней прокладки и т.д.
После установки специального приспособления и слива масла производится замена прокладок в определенной технологической последовательности, затем заливается ввод маслом.
Ремонт системы охлаждения в зависимости от ее типа имеет некоторые особенности.
При ремонте системы охлаждения типа ДЦ вскрывают коробки (коллекторы), тщательно очищают, обезжиривают и заваривают места течи в сварных швах трубок в зоне сопряжения с трубной решеткой (пластиной) или заглушают дефектные трубки (не более двух трубок на каждый ход трубной пластины), при этом для компенсации разницы в температурном удлинении рабочих и заглушенных трубок со стороны плавающей головки снимают сварной шов торца трубки на 5-6 мм ниже верхней кромки трубной пластины; после очистки поверхностей (наружной и внутренней) трубок устанавливают крышки (коллекторы) на новое уплотнение, а затем охладители промывают и испытывают по схеме, приведенной на рис. 12. Схема имеет два независимых контура, присоединенных к масляному баку объемом не менее 3,5м3: контур промывки, включающий маслонасос (типов Т, ЭТ, ЭЦТ) и сетчатый фильтр, и второй контур (нагрева и восстановления масла), в который входит маслоподогреватель и маслоочистительная установка с насосом. В схеме предусматривается нагрев до температуры 50-60 °С и подача избыточного давления до 0,21 МПа. Охладитель считается герметичным, если в течение 30 мин не наблюдается течь масла, а избыточное давление практически не меняется. После 1 ч промывка заканчивается, если на фильтровальной бумаге не обнаруживаются следы ржавчины и грязи, а электрическая прочность масла по сравнению с первоначальной (до промывки) не изменяется. Одновременно могут промываться и испытываться все элементы системы охлаждения, для этого они соединяются последовательно в контуре схемы промывки.
Ремонт бессальникового электронасоса (Т, ЭТ, ЭЦТ и МТ, см. табл. П.6) производится с разборкой и с последующим осмотром и проверкой состояния подшипников. Предварительно на действующем трансформаторе путем контроля вибрации выявляются маслонасосы, имеющие дефекты. Дефектные подшипники заменяются на новые. Запрещена установка подшипников, прошедших реставрацию и имеющих значительно худшее качество и низкий срок службы. Проверяется также крепление рабочего колеса и наличие натиров на корпусе и колесе. Измеряется сопротивление изоляции статорных обмоток двигателя мегаомметром на 500 В, при этом сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. При необходимости производится сушка изоляции. Собранный маслонасос проверяется сначала вращением от руки (вал должен вращаться свободно без касаний), а затем в рабочем режиме путем перекачивания масла во временный бак.
Ремонт вентиляторов обдува систем охлаждения типов Д и ДЦ предусматривает проверку правильности вращения крыльчаток, при этом выявляют и устраняют отдельные дефекты в подшипниках и крыльчатках.
Вибрацию вентиляторов системы охлаждения типа Д (так же как и ДЦ) проверяют на специальном стенде, представляющем платформу с упругими закреплениями, обеспечивающими свободу вибрационных перемещений одновременно в трех взаимно перпендикулярных направлениях. При отсутствии специального стенда можно использовать упрощенный стенд-платформу с упругим закреплением, обеспечивающим свободу вибрационных перемещений в направлении, перпендикулярном плоскости закрепления электродвигателя. В качестве упругих элементов амортизаторов допускается использовать амортизаторы любого типа. Вибрацию электродвигателя с крыльчаткой на рабочих скоростях следует измерять с помощью вибрографа ВР-1 или ВР-3 в трех направлениях: вертикальном, горизонтальном и осевом. Вибрация вентиляторов не должна превышать 0,06 мм. При превышении допустимой вибрации снимают крыльчатку и производят ее статическую балансировку. Если крыльчатка отбалансирована, то она находится в равновесии в любом положении. При неуравновешенности крыльчатка будет находиться в покое только в определенном положении, которое соответствует расположению ее центра тяжести ниже геометрической оси. Если крыльчатку выводить из этого положения, то она вновь возвращается в него. Этим пользуются для нахождения места положения небаланса крыльчатки и устранения ее неуравновешенности. Статически отбалансированная крыльчатка, закрепленная на предварительно динамически отбалан-сированном роторе электродвигателя, не должна вызывать дополнительного небаланса.
Процесс балансировки состоит из следующих операций: определение места расположения небаланса крыльчатки, подбор места груза для устранения небаланса, определение оставшегося небаланса.
Динамическая балансировка по сравнению со статической позволяет более точно выявить и устранить небаланс, а тем самым значительно уменьшить вибрацию и, следовательно, увеличить срок службы подшипников.
Одновременно с применением специального приспособления проверяют углы атаки лопастей крыльчатки. В процессе балансировки при необходимости заменяют дефектные подшипники. При замене подшипника и после балансировки удаляют старую смазку и меняют ее на свежую.
Используя мегаомметр 500 кВ, производят проверку электрического сопротивления изоляции как статорной обмотки электродвигателя, так и всех электрических цепей относительно заземленных частей. Сопротивление должно быть не менее 0,5 МОм.
При ремонте вентиляторов и крыльчаток системы охлаждения типа ДЦ проверяют зазор между крыльчатками вентиляторов и диффузором по всему периметру, который должен быть равномерным и не превышать 1,5 % диамтера рабочего колеса. Проверяют также правильность установки электродвигателей на охладителе. При необходимости заменяют амортизационные прокладки под лапками электродвигателей. Эта операция не менее важна, так как при недостаточной амортизации возникает недопустимый шум при работе вентилятора. Крыльчатка, насаженная на вал, должна легко без заеданий проворачиваться вручную и при разгоне свободно вращаться. Измеряют электрическое сопротивление изоляции статорных обмоток электродвигателей мегаомметром 500 В. Оно не должно превышать 0,5 МОм.
Если крыльчатка отбалансирована, то при включении двигателя значение вибрации, измеренное вибрографом ВР-1, не превышает 0,06 мм. При превышении вибрации производят статическую и при необходимости динамическую балансировку крыльчатки, при этом проверяют биение лопастей вентилятора в осевом направлении: лопасти при осевом вращении должны описывать одинаковую поверхность вращения. Для этого на внутренней стороне диффузора наносят желательно цветным карандашом проекцию произвольно выбранной лопасти вентилятора в виде кривой; проверяют последовательно степень совпадения проекций остальных лопастей вентилятора с проекцией первой лопасти. Расхождение проекций должно быть не более 3 мм; при больших расхождениях необходимо подогнуть лопасти вентилятора и повторно измерить вибрацию электродвигателей до получения допустимого расхождения.
Ремонт расширителей, адсорберов, маслопроводов, а также арматуры системы охлаждения производят с разборкой на составляющие элементы с последующей их очисткой или протиркой. Промывают внутренние поверхности и при необходимости покрывают их маслостойким лакокрасочным покрытием (эмаль ФП-0,3 К), а наружные поверхности покрывают эмалью ПФ-113. Возможно применение и других эмалей, заменяющих указанные. Перед покраской поверхности обезжиривают.
Очистку наружной поверхности от пыли и загрязнений производят сжатым воздухом. Загрязнения с промасленной поверхности удаляют раствором едкого натра (25 % в воде), подогретым до 70-80 °С, путем окунания или смывания.
Ремонт системы охлаждения типа Ц имеет схожие технологические операции с ремонтом системы ДЦ и отличаются объемом работ, выполняемых на охладителе. После проверки охладителя внешним осмотром проверяют его течи масла в водяной камере (по масляным пятнам на воде), а затем производят слив масла и демонтаж системы охлаждения. Комплектующие узлы (маслонасосы, адсорбные фильтры, маслопроводы) ремонтируют на ремонтной площадке. При невозможности транспортировки ремонт охладителя лроизводят на собственном фундаменте. У охладителя отворачивают крышки. Трубки и трубные плиты очищают мягкими металлическими ершами, заменяют дефектные трубки. Места течи устраняют развальцовкой трубок и при необходимости заливают эпоксидной смолой. В случае обнаружения ржавчины и прикипания шлама трубный пучок втягивают и прочищают, а затем межтрубное пространство продувают сухим воздухом, нагретым до 60 -70 °С. Полностью собранный охладитель промывают нагретым сухим, желательно свежим (или эксплуатационным с допустимыми для использования показателями) трансформаторым маслом, а затем испытывают на герметичность (по масляной стороне) при температуре масла 60 °С и давлении 0,6 МПа в течение 30 мин. Для обнаружения протечек при испытании на герметичность у расположенных вертикально охладителей снимают верхнюю крышку и наполняют водяную камеру водой, а у горизонтально расположенных охладителей сливают воду после заполнения в специальную емкость с открытой поверхностью. По появлению масляных пятен определяют негерметичность и наличие протечек. В этом случае сливают масло из охладителя и испытывают охладитель без воды, предварительно забелив торцы трубок мелом. При замене дефектных трубок повторяют испытания на герметичность.
34. Определение необходимости сушки изоляции. Способы прогрева и сушки изоляции трансформатора
Подсушка или сушка изоляции трансформатора может производиться в период монтажа и последующей эксплуатации.
Нарушение герметичности в период транспортировки и хранения, длительное пребывание изоляции активной части на открытом воздухе при монтаже и ремонте трансформатора, появление недостатков в системе защиты масла -это причины, так или иначе приводящие по истечении некоторого времени к увлажнению изоляции трансформатора.
Сушка - обязательный технологический процесс после ремонта с полной или частичной сменой обмоток и изоляции.
При хорошо организованном контроле состояния изоляции трансформатора в процессе его эксплуатации трансформаторы могут в течение всего срока службы не подвергаться сушке.
По характеристикам изоляции и масла в соответствии с действующими требованиями [2, 3] определяется необходимость проведения сушки или подсушки трансформатора, при этом рассматриваются один или несколько показателей изоляции (R60, R60/ R15 > tg д, C2/ C50, влагосодержание твердой изоляции и масла, а также при необходимости ДС/С) в зависимости от класса изоляции трансформатора. Чем выше номинальное напряжение трансформатора, тем конструктивно сложнее изоляция, растет ее объем и масса. Поэтому если для определения состояния изоляции и необходимости сушки у трансформаторов I и II габаритов достаточно измерять не более двух показателей (R60 и R60/ R15 )то решение о необходимости сушки трансформаторов высокого напряжения выносят только путем комплексного рассмотрения всех измеренных характеристик изоляции. По той же причине сложнее и продолжительнее сам процесс сушки мощных трансформаторов.
Нагрев трансформатора в зависимости от вида работ по эксплуатационному и ремонтному обслуживанию производят различными способами: индукционных потерь, постоянного тока, короткого замыкания, нулевой последовательности, нагрева осушенным горячим воздухом или сухим горячим маслом. Из перечисленных способов нагрева при сушке изоляции в условиях эксплуатации широко применяется метод индукционных потерь.
В условиях ремонтных баз и заводов энергосистем, а также ТМХ сушка трансформатора может производиться в специальной сушильной камере, обогреваемой паром или электроэнергией.
Сушка изоляции трансформатора методом индукционных потерь производится в собственном баке без масла (или с маслом), когда имеется возможность намотать на бак индукционную обмотку. Источником тепла при этом методе нагрева служит боковая поверхность бака трансформатора, на которую наматывается индукционная обмотка. Нагрев производится за счет потерь в металле бака с последующим излучением тепла (путем радиации) и конвекции нагретого воздуха внутри бака. Для питания индукционной обмотки используются источники трехфазного, двухфазного и однофазного тока напряжением НО, 220 и 400 В и выше (до 1000 В), Сушка изоляции по схеме, приведенной на рис. 21, выполняется под вакуумом (трансформаторы напряжением 220 кВ и выше) и под частичным вакуумом (трансформаторы 110-150 кВ - при давлении 0,054 МПа). Сушка этим методом возможна и без применения вакуума. Контроль за температурой отдельных частей трансформатора осуществляется применением термодатчиков, установленных по определенной схеме в различных зонах активной части и поверхности бака трансформатора. Сушка индукционным методом производится согласно специальной инструкции.

Рис. 21. Схема сушки трансформатора под вакуумом:
1 -вакуумметр; 2 - бак трансформатора; 3 - охладительная колонка; 4 - вентили у вакуум-насоса; 5 - вакуум-насос; 6 - масляный бачок; 7 - кран для подачи горячего воздуха и регулирования остаточного давления; 8 - трубопровод; 9 - фильтр для очистки подсасываемого воздуха; 10 - бачок для слива остатков масла из трансформатора; 11-13 -краны бачка; 14 - кран для подсоединения вакуум-провода
Сушка изоляции методом разбрызгивания нагретого масла производится на трансформаторах, баки которых рассчитаны на полный вакуум. После демонтажа всех комплектующих узлов, бак утепляется, под днище бака в качестве дополнительного источника тепла устанавливается донный обогрев (электрические и тепловые источники). Бак заливается частично сухим качественным трансформаторным маслом примерно в количестве 10 т (до уровня верхней полки нижней ярмовой балки). К баку присоединяются маслосистема и вакуум-система согласно схеме, приведенной на рис. 22 и 23. На верхней части бака изнутри устанавливают коллектор для разбрызгивания масла, связанный с маслосистемой. Циркуляция масла, нагретого до температуры 75-80 °С, обеспечивается маслонасосом, прогоняющим масло в системе через маслоподогреватель (температура масла на выходе из маслоподогревателя не должна превышать 95 °С). Электронасос в маслосистеме устанавливается так, чтобы на выходе насоса обеспечивался подпор столба масла не менее 1 м.

Рис. 22. Схема нагрева трансформатора:
1 - электропечь; 2 - разбрызгиватель масла; 3 - асбестовое полотно; 4 - гибкий маслопровод; 5 - коллектор; 6 - патрубок Ду = 100; 7 - трансформаторное масло; 8 - задвижка для слива масла из трансформатора; 9 - карман для установки термометра; 10 - патрубок Лу = 125; 11 - электронасос; 12 - патрубок Д = 100; 15 - фильтр ФОСН; 16 - задвижка Д = 100 мм
После достижения в баке трансформатора давления не более 399 Па (3 мм рт. ст.) включается электронасос и подогреватель, при температуре воздуха ниже 15 °С также включается донный подогрев. После достижения температуры 75-80 °С масла на выходе из бака трансформатора и температуры 80-85 °С обмотки ВН, но не ранее чем через 48 ч, отключаются маслоподогреватель, маслонасос и отбирается из охладителя вакуумной установки конденсат. Вакуумирование продолжается (без отключения донного обогрева) при остаточном давлении не более 53 Па (0,4 мм рт. ст.) в течение не менее 24 ч. Температура охлаждающей смеси вакуумной установки поддерживается не выше 70 °С. Измерение температуры обмотки ВН (одной из фаз) производится по активному сопротивлению после достижения температуры 75-80 °С масла на выходе из бака трансформатора и через 24 ч вакуумирования после достижения температуры обмотки ВН 80-85 °С, одновременно отбирается конденсат из охладителя вакуумной установки. Повторяют операции по нагреву и вакуумированию до тех пор, пока выделение конденсата в охладителе вакуумной установки будет составлять не более 0,3 л в час при температуре изоляции (по активному сопротивлению обмотки) не ниже 50 °С. Продолжительность повторных нагревов трансформатора до температуры 80-85 °С обмотки ВН не нормируется. При достижении выделения конденсата воды 0,3 л (и менее) за 24 ч вакуумирования при остаточном давлении не более 53 Па (0,4 мм рт. ст.) включается циркуляция масла в системе нагрева и продолжается вакуумировакие при остаточном давлении 399 Па (3 мм рт. ст.), трансформатор охлаждается до температуры обмотки ВН 40-45 °С.

Рис. 23. Схема вакуумирования трансформатора:
1 - вакуумметр механический; 2 - вакуумметр электронный; 3, 4 - запорная арматура; 5, 12, 15 -вакуум-провод Д = 100 мм; 6 - трансформатор; 7 - теплоизоляция; 8, 10, 14 - затвор вакуумный Лу = 100 мм; 9 - установка "Иней"; 11 - насос вакуумный; 13 - промежуточный бак объемом 0,05 м 3; 16 - насос вакуумный предварительного разрежения
В процессе сушки ведется журнал сушки с занесением результатов измерений: температуры обмотки ВН при достижении температуры 75-80 °С на выходе из бака трансформатора, температуры масла на выходе из маслоподогревателя (при нагреве) - ежечасно, температуры масла на выходе из бака трансформатора (при нагреве) - ежечасно, остаточного давления в баке трансформатора - ежечасно, количества конденсата воды и масла - при вскрытии охладителя вакуумной установки.
Завершающими операциями при сушке изоляции трансформатора рассматриваемым способом являются полный слив масла из трансформатора с предварительным измерением характеристик (Unp,tg д, количественное содержание механических примесей, влагосодержание, кислотное число, температура вспышки), определение влагосодержания образцов твердой изоляции, заложенных в трансформатор и находящихся в баке в процессе эксплуатации (оно должно быть не более 1 %), удаление разбрызгивателей и отсоединение систем вакуумировния и маслоподогрева с последующей герметизацией и заливкой трансформатора маслом согласно инструкции завода-изготовителя.
35. Ремонт с заменой обмоток
Ремонты трансформаторов с заменой обмоток (частичной или полной), включая ремонт магнитопровода, выполняются в условиях баз (заводов) энергосистем или на заводе-изготовителе трансформатора. Вызвано это тем, что подстанции и большинство электростанций не предназначены для проведения таких ремонтов, так как требуются специальные помещения, оснащенные технологическим и испытательным оборудованием. Ремонты без таких помещений допускаются при тщательной подготовке в исключительных случаях по разрешению вышестоящей организации и должны проводиться под руководством шеф-персонала завода-изготовителя с привлечением персонала специализированных ремонтных организаций, имеющих необходимую квалификацию.
Приложение
Таблица П.1. Перечень приспособлений, такелажной оснастки и оборудования для ремонта трансформаторов
Наименование
Примечание

Демонтаж и перекатка трансформаторов на ремонтную (монтажную) площадку и обратно


Передвижная электролебедка грузоподъемностью 5 т с зажимным устройством к головкам железнодорожных рельсов
Выбор троса в каждом конкретном случае производится, исходя из допустимого усилия при такелаже и длины полиспаста

Оборудование для сварки и резки металлов
-

Домкраты гидравлические ДГ-50, ДГ-100 с насосной станцией и реечные домкраты РД-5, РД-10
Количество домкратов и условия подъема должны соответствовать требованиям технической документации на конкретный трансформатор

Плиты опорные под домкраты
-

Стропы, трос
-

Лестницы деревянные
-

Средства пожаротушения
-

Емкости под масло
Двойной объем расширителя

Зажимы тросовые М-20
-

Заглушки и патрубки
-

Хлопчатобумажная веревка
-

Разборка, вскрытие и ремонт активной части


Оборудование и приспособление для прогрева активной части трансформатора
-

Траверсы для снятия вводов
-

Траверсы для подъема съемной части бака и активной части
Если подъем активной части предусмотрен

Инвентарные подставки для установки и ремонта вводов
-

Стропы соответствующей длины и грузоподъемности
Выбор и количество стропов производится по весовым данным демонтируемых узлов

Серьги и восьмерки соответствующей грузоподъемности
-

Заливка масла


Цеолитовая установка и установка для дегазации масла
Оборудование используется также при сушке трансформатора

Трубопровод для масла
-

Шланги гофрированные диаметром 50 мм, резиновые диаметром 12, 20 и 25 мм
-

Маслоуказатель
-

Переходные фланцы с патрубками
-

Маслоподогреватель
-

Аппарат АМИ-60 для испытания диэлектрической прочности масла
-

Маслонасос производительностью 6 м3/ч
-

Хомуты обжимные для шлангов
-

Сушка трансформатора


Задвижка диаметром 125 мм
-

Маслонасос
-

Маслоподогреватель
-

Фильтр
-

Маслопроводы диаметром 125,100 и 36 мм
-

Датчик вакуумметра
-

Стрелочный вакуумметр
-

Задвижка диаметром 125 мм
-

Вакуум-провод диаметром 125 мм
-

Вакуумный затвор 150 мм
-

Ловушка
-

Средневакуумный насос
-

Вставка амортизационная
-

Форвакуумный насос
-

Разбрызгиватель
-

Асбестовое полотно
-

Провод ПР-95
-

Вакуумирование


Вакуум-насос ВН-4г, ВН-6г, ВН-300
Оборудование используется также при сушке трансформатора

Вакуумный трубопровод с внутренним диаметром не менее 80 мм
-

Гофрированный шланг для подсоединения к вакуумметру и вводу
Можно кислородный шланг

Штуцера и шланги для подсоединения маслонаполненных вводов к вакуумной системе
-

Охладительная колонка-ловушка для сбора конденсата
Можно ловушку для вымораживания

Приборы для измерения остаточного давления
-

Фильтры для очистки подсасываемого воздуха
-

Бачок для слива масла со дна бака (при сушке трансформатора)
-

Осмотр и ремонт отдельных узлов трансформатора


Насос ручной БКФ-4
-

Манометр 0,3-0,5 МПа
-

Компрессор передвижной типа 038 А производи-тельностью 0,5 м3/ч с избыточным давлением 0,6 МПа
-

Фильтр-пресс с маслоподогревателем, подачей 1500-3000 л/ч
-

Сварочный трансформатор
-

Пульверизатор
-

Шлифовальная плита
-

Абразивный круг мелкозернистый
-

Комплект слесарного инструмента
-

Подсушка трансформатора


Токоизмерительные клещи
-

Мегаомметры на 1000 и 2500 В
-

Мосты МД-16, Р-6026, Р-595
-

Приборы ЕВ-3, ПКВ-7
-

Термометры
Любое исполнение со шкалой от 0 до 150 °С

Комплект коммутационной аппаратуры с дистанционным управлением
Выбирается в соответствии с параметрами намагничивающей обмотки

Оборудование для заливки масла и вакуумная система
-

Комплект оборудования для прогрева постоянным током
-

Таблица П.2. Перечень оборудования для очистки и регенерации трансформаторного масла
Наименование
Тип установки
Производительность, л/ч
Примечание

Установка для очистки трансформаторного масла передвижения
УТМ

3000

Установка передвижная (на прицепе с кузовом). В состав установки входят центрифуга и адсорбер

Установка передвижная сепараторная маслоочистительная
ПСМ-1-3000

3000

Состоит из центрифуги, фильтр-пресса на 1,5 т/ч, подогревателя, вакуумного бачка с вакуум-насосом

Установка передвижная сепараторная маслоочистительная
ПСМ-2-4

4000

Состав тот же, что и ПСМ-1-3000

Установка передвижная для вакуумной обработки и азотирования трансформаторного масла
УВМ-1

3000

Установка двухкаскадная

Фильтр-пресс
ФПР 2,8-315/20
5000
-

Установка для регенерации отработанных трансформаторных масел
РМ-50-65

До 100

Регенерация отработанного масла может проводиться по двум методам:
а) по методу "кислота земля" при кислотном числе отработанного масла до 0,2 мг КОН/г
б) по методу "щелочь земля" при кислотном числе более 0,2 мг КОН/г

Установка для регенерации отработанного трансформаторного масла
РИМ-62

50-90

Регенерация масла с применением отбеливающей глины

Установка для регенерации отработанного трансформаторного масла
Р-1000М

110-140

Регенерация масла осуществляется адсорбционным методом: отбеливающей землей в мешалке или силикагелем в адсорберах

Фильтр для очистки светлых нефтепродуктов
ФГН-30

12 м3/ч*
-

Цеолитовая установка для осушки трансформаторного масла
-
3000

-

Цеолитовая установка для осушки трансформаторного масла (малогабаритная
-
1100

-

Вакуумно-адсорбционная установка для регенерации отработанного трансформаторного масла
РТМ-200

200

Отработанное трансформа торное масло предварительно сушится под вакуумом затем регенерируется силикагелем в адсорберах

Установка "Иней" для обработки твердой изоляции силовых трансформаторов
"Иней-1"
"Иней-2"
-
Установка предназначена ля удаления влаги из твердой изоляции трансформаторов под вакууму с использованием вымораживателя, охлаждаемого твердой углекислотой ("сухим льдом").
"Иней-1" по сравнению с "Инеем-2" имеет вакуум насос большей производительности

Установка для осушки воздуха
"Суховей"
-
Установка предназначена для подачи глубокоосушенного воздуха в трансформатор при его ревизии. Осушка воздуха производится цеолитом

* Для трансформаторного масла при температуре 20 °С.
Таблица П.З. Технические данные вакуум-насосов типов РМК, ВВН
Параметр
Тип вакуум-насоса


РМК-2
РМК-3
РМК-4
ВВН-3
ВВН-6
ВВН-12

Подача, м3/с
0,06
0,195
0,45
0,05
0,1
0,2

Остаточное предельное давление, Па
10
4
4
10
5
3

Мощность электродвигателя, кВт
10
30
75
7,5
17
22

Масса, кг
114
593
1285
418
709
1055

Габаритные размеры, мм:







Длина
760
1310
1650
1370
1430
1865

Ширина
416
515
670
1110
1150
1450

Высота
360
810
1088
855
1000
1240

Таблица П.4. Технические данные механических вакуум-насосов с масляным уплотнением
Параметр
Тип вакуум-насоса


ВН-1МГ
ВН-4Г, ВН-7Г
ВН-6Г
ВН-300

ВН-500


Быстрота действия в интервале давления 102-102 Па, л/с
16,5
45
120
300
500

Остаточное давление, Па:






полное с газобалластом
7,3
133
133
133
133

полное без газобалласта
3
4
6,5
6,5
6,5

парциальное по воздуху
0,4
0,65
1,33
1,33
1,33

Частота вращения, ротора, об/мин
500
500
360
260
210

Расход охлаждающей воды, л/ч
Воздушное охлаждение
2300
3000
5500
6500

Количество масла ВМ-4 или ВМ-6, заливаемого в насос, л
3,8
16
55
80
85

Мощность электродвигателя, кВт
2,8
7
20
40
55

Габаритные размеры, мм:






Длина
954
1370
1560
2075
2910

Ширина
580
770
970
1510
1850

Высота
745
1300
1790
1800
1535

Масса насоса с приводом, кг
290
690
1557
1657
4226

Таблица П.5. Технические данные двухроторных вакуумных насосов
Параметр
Тип насоса


ДВН-150
2 ДВН-500
3 ДВН-500
2 ДВН-1500
3 ДВН-1500

Быстрота действия в интервале давлений 1-6,6 Па, л/с
120-130

500

500

1500

1500


Остаточное давление, Па:






полное
0,66
0,4
0,4
0,53
0,53

парциальное по воздуху
2,6*10-2
6,6*10-2
6,6*10-2
6,6*10-2
6,6*10-2

Наибольшее впускное давление, Па
6,6*10-2
133
266
133
266

Частота вращения ротора, об/мин
2860
2900
1450/2910
2910
145/2900

Расход охлаждающей воды, л/ч
70
Охлаждение воздушное
Охлаждение воздушное
360
360

Количество масла ВМ-1, заливаемого в картер насоса, л
0,22
4,5
-
4,5
-

Мощность электродвигателя, кВт
2,8
7,5
6,1/7,3
10
8,3/10,2

Рекомендуемый форвакуумный насос
ВН-1МГ
ВН-4Г
ВН-4Г
ВН-6Г
ВН-6Г

Габаритные размеры, мм:






Длина
627
1375
1420
1835
1865

Ширина
240
600
660
580
580

Высота
260
845
845
890
890

Масса, кг
45
565
600
830
870

Таблица П.6. Типы и основные параметры электронасосов серии МТ (трансформаторные электронасосы)
Тип электронасоса
Подача м3/ч
Напор*, м
Частота вращения об/мин
КПД,%, не менее
Допустимый кавитационный запас, м, не более
Пусковой ток, А, не более

МТ16/10У1







МТ16/10ХЛ1





21

МТ16/10Т1







МТТ16/10-02
16
10
3000
36
4,0


МТТ16/10ХЛ1





13

МТТ16/10Т1







МТ16/10-1Т1


3600
35
5,0
22

МТТ16/10-102





14

МТ63/10У1







МТ63/10ХЛ1

10
1500
54
3,5
33

МТ63/10Т1







МТ63/10-1Т1
63

1800
52
4,0
34

МТ63/20У1







МТ63/20ХЛ1

20
3000
54
5,0
110

МТ63/20Т1







МТ63/20-1Т1


3600
50
6,0
120

МТ100/8У1







МТ100/8ХЛ1

8
1500
62
3,5
33

МТ100/8Т1







МТ100/8-1Т1
100

1800
55
4,5
34

МТ100/15У1







МТ100/15ХЛ1

15
3000
56
5,0
110

МТ100/15Т1







МТ100/18-1Т1

18
3600
52
6,0
120

* Предельное отклонение равно (+10 / -5)%.
Список литературы
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.г Энергия, 1977.
Инструкция по эксплуатации трансформаторов. М.: СПО ОРГРЭС, 1976.
Нормы испытаний электрооборудования. М.: Атомиздат, 1978.
Сборник директивных материалов. Электротехническая часть. М.: СПО "Союзтехэнерго", 1985.
Филиппишин B.Я., Туткевич А.С. Монтаж силовых трансформаторов. М.: Энергоиздат, 1981.
Цирель Я.А., Поляков B.C. Эксплуатация силовых трансформаторов на электростанциях и в электрических сетях. Л.: Энергоатомиздат, 1985.
Липштейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло. М.: Энергоатомиздат, 1983.
Голодное Ю.М. Контроль за состоянием трансформаторов. М.: Энергоатомиздат, 1988.
Методические указания по обнаружению повреждений в силовых трансформаторах с помощью анализа растворенных в масле газов. М.: СПО "Союзтехэнерго", 1979.
Руководство по капитальному ремонту трансформаторов напряжением 110-750 кВ, мощностью 80 МВ*А и более. М.: СПО "Союзтехэнерго", 1982.
Инструкция по капитальному ремонту трансформаторов напряжением 110-220 кВ, мощностью до 80000 кВ*А. М.: СПО ОРГРЭС, 1975.
Малевски Р., Дувиль Дж., Беланже Г. Система диагностики изоляции силовых трансформаторов высокого напряжения в эксплуатации // Трансформаторы. Переводы докладов СИГРЭ-86. М.: Энергоатомиздат, 1988. С. 7-20.
Содержание
Предисловие
Глава первая. Технические характеристики. Основные элементы конструкции трансформаторов
Номинальные данные и технические характеристики силовых трансформаторов
Основные элементы конструкции трансформаторов
Особенности выбора трансформаторов
Глава вторая. Транспортировка, хранение и монтаж трансформаторов
Подготовка трансформаторов к транспортировке
Транспортировка, приемка, хранение и монтаж трансформатора
Глава третья. Организация эксплуатации трансформаторов
Эксплуатационная документация
Схемы включения трансформаторов
Контроль режима работы трансформаторов. Порядок включения, отключения и регулирования напряжения
Периодические осмотры и контроль состояния трансформатора
Испытания трансформатора и профилактические работы, связанные с его отключением
Испытания трансформатора без вывода из работы
Комплексная оценка состояния трансформатора
Некоторые сведения о защите трансформаторов
Нагрузочная способность трансформаторов
Параллельная работа трансформаторов
Особенности- эксплуатации опытно-промышленных образцов трансформаторов
Глава четвертая. Трансформаторные масла
Свойства трансформаторного масла
Область применения и порядок смешения трансформаторныхмасел
Причины ухудшения трансформаторных масел в начальный период эксплуатации
Влияние материалов, конструкции трансформатора и других факторов на старение масел
Окисляемость трансформаторных масел. Присадки
Подготовка свежих трансформаторных масел
Регенерация трансформаторных масел
Трансформаторное маслохозяйство. Хранение масла
Глава пятая. Характерные повреждения трансформаторов
Повреждения обмоток и главной изоляции
Повреждения устройств регулирования напряжения
Повреждения вводов
Повреждение системы охлаждения
Повреждение системы защиты масла
Прочие повреждения трансформаторов
Расследование причин повреждения трансформаторов
Глава шестая. Ремонт трансформаторов
Текущий ремонт
Типовой капитальный ремонт
Определение необходимости сушки изоляции. Способы прогрева и сушки трансформатора
Ремонт с заменой обмоток
Приложение
Список литературы
X

X

X

X

X

=

=

/

Климатическое исполнение и категория размещения

Год разработки конструкции (в период 1965 – 1985 гг.)

Класс напряжения стороны ВН, кВ

Номинальная мощность трансформатора, кВ
·А

Буквенная часть обозначения типа трансформатора



Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 3246571
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий