Организация эксплуатации и ремонта электрооборудования электрических станций и сетей

Магнитная цепь магнитопровода состоит из вертикальных стержней и перекрывающих их сверху и снизу ярм. При изготовлении магнитопровода прямоугольные пластины (обычно из двух-трех листов стали каждая) собирают (шихтуют) таким образом, чтобы пластины одного слоя перекрывали стыки пластин смежного с ним слоя (рис. 55, а). В магнитопроводе из холоднокатаной стали вместо прямоугольных пластин применяют пластины, одна из сторон которых срезана под углом. Шихтовка пластин в «косой стык» (см. рис. 55, б) приводит к снижению потерь в углах магнитопровода, так как при этом уменьшается длина пути магнитного потока, не совпадающего с направлением прокатки листа (рис. 56).

Неактивная часть магнитопровода состоит из деталей и узлов, обеспечивающих в процессе работы трансформатора плотное прилегание листов стали друг к другу и разгружающих активную часть от внешних механических нагрузок.



1-8 - платины

Рисунок 55 Чередование пластин стержней и ярм из прямоугольных пластин (а) и из пластин со срезанными углами (б)

1 - направление прокатки листов стали

Рисунок 56 Длина пути S магнитного потока, не совпадающего с направлением прокатки листов стали, при шихтовке магнитопровода из прямоугольных пластин (а) и из пластин со срезанными углами (б)

До недавнего времени стержни магнитопроводов стягивали (прессовали) при помощи специальных шпилек (рис. 57, а), которые тщательно изолировали от пластин, чтобы избежать замыкания пластин. Способ прессовки шпильками трудоемок и ненадежен. Кроме того, проштампованные в активной стали отверстия для шпилек уменьшают площади поперечных сечений стали, что ведет к местным сгущениям магнитного потока и увеличению потерь. При применении холоднокатаной стали эти потери возрастают в несколько раз. Поэтому магнитопроводы большинства трансформаторов (а крупные все без исключения) прессуются без применения шпилек, при помощи бандажей (рис. 57, б и в). Во время сборки магнитопровода на сборочном стенде листы стали стержней и ярм сперва сжимают гидравлическим прессом, а потом на стержни накладывают стальные бандажи 16, концы которых крепят к разделительной пряжке 17 из изоляционного материала, чтобы не образовался замкнутый контур по бандажу. Ярма стягивают стальными полубандажами 21, проходящими поверх ярма и через окно магнитопровода. Равномерность опрессовки достигается за счет установки специальных ярмовых балок 3. Ярмовые балки изолируются от активной стали. Современным способом прессовки стержней является стягивание их бандажами из стеклоленты.

1 - ярмо; 2 -картонная изоляция; 3 - ярмовая балка; 4 и 11 -бумажно-бакелитовые трубки; 5 и10 - изоляционные шайбы; 6 и 12 - сквозные стяжные шпильки; 7 и 13 - гайки; 5 и 14 - стальные шайбы; 9- стержень магнитопровода; 15 - картонная подбандажная изоляция; 16 - стальной бандаж; 17 - замок бандажа (изоляция); 18 - внешняя шпилька; 19 - скоба; 20 - картонная изоляция полубандажа; 21 - стальной полубандаж; 22 - изоляционная прокладка (стеклотекстолит)

Рисунок 57 Способы прессовки магнитопровода сквозными шпильками (а), ярм - внешними шпильками, стержней - бандажами (б), ярм - полубандажами (в)

Для разгрузки активной части от внешних механических нагрузок верхние и нижние ярмовые балки связываются между собой шпильками или пластинами. Благодаря этим шпилькам (пластинам) механические нагрузки, например, при подъеме и транспортировке магнитопровода воспринимаются ярмовыми балками и не воздействуют на активную часть магнитопровода.

При работе трансформатора на металлических частях его магнитопровода наводятся электрические заряды. Чтобы избежать разрядов внутри бака, активная сталь и ярмовые балки заземляются при помощи медной ленты, соединяющей крайний пакет активной стали с ярмовой балкой и проходящей далее к заземленному баку.

Обмотки трансформаторов средней и большой мощности выполняются из медного провода прямоугольного сечения, изолированного кабельной бумагой. Они имеют цилиндрическую форму и располагаются на стержнях магнитопровода концентрически (рис. 58).

Рисунок 58 Концентрическое расположение обмоток на стержне магнитопровода

Обмотки трансформаторов должны обладать необходимой электрической прочностью (способностью выдерживать различные коммутационные и атмосферные перенапряжения) ;

термической прочностью (при работе с номинальной мощностью ни одна часть трансформатора не должна перегреваться сверх установленных норм);

механической прочностью (способностью выдерживать без повреждений и остаточных деформаций механические усилия, возникающие от взаимодействия токов КЗ в обмотках с магнитным полем рассеяния). Это требование вызвано тем, что при прохождении по концентрическим обмоткам токов КЗ они испытывают большие радиальные усилия, стремящиеся растянуть радиально наружную и, наоборот, сжать внутреннюю обмотку (рис. 59).



Рисунок 59 Растягивающие и сжимающие радиальные усилия, действующие на обмотки при их концентрическом расположении

Кроме того, в осевом направлении концентрические обмотки также испытывают усилия, сжимающие обмотки по их высоте. В симметричных обмотках усилия малы. Однако при несимметрии (неодинаковой высоте обмотки и неравномерном распределении витков с током по высоте) сжимающие усилия могут достичь опасных значений. Для придания обмоткам механической прочности их расклинивают в радиальном направлении деревянными планками, рейками, прокладками. В осевом направлении обмотки прессуют прессующими кольцами. Прессующие кольца изолируются от обмотки.

По характеру намотки провода концентрические обмотки делят на цилиндрические, винтовые, непрерывные спиральные и переплетенные (петлевые). Эти виды обмоток получили наибольшее распространение.

1- наружный слой обмотки; 2 - охлаждающий масляный канал; 3-выравнивающие бумажно-бакелитовые опорные кольца с торцов обмотки; 4 - внутренний слой обмотки; 5 - буковая рейка

Рисунок 60 Двухслойная цилиндрическая обмотка с двумя параллельными проводами



Двухслойная цилиндрическая обмотка показана на рис. 60. Ее витки плотно прижаты друг к другу. Она намотана на бумажно-бакелитовом цилиндре. Наружный слой 1 переходит во внутренний слой 4 снизу. Между слоями обмотки имеется масляный канал, образованный при помощи реек 5 и обеспечивающий как дополнительную изоляцию, так и доступ к обмотке охлаждающего масла. По своим конструктивным данным обмотка недостаточно стойка к токам КЗ, поэтому применение ее ограничено трансформаторами небольшой мощности.

Винтовая обмотка состоит из ряда витков, которые следуют один за другим по винтовой линии, как в однозаходном винте (рис. 61, а). Витки обмотки намотаны на жестком бумажно-бакелитовом цилиндре. Между витками установлены изоляционные (дистанционные) прокладки. Механическую прочность в радиальном направлении придают обмотке деревянные расклинивающие рейки, идущие по всей ее высоте. Наличие масляных каналов между витками обеспечивает высокую электрическую прочность обмотки.

Винтовые обмотки чаще всего изготавливаются из нескольких параллельных проводов в витке (рис. 61,б). Параллельные провода обмотки, расположенные концентрически (на разном расстоянии от оси обмотки), имеют разные активные и индуктивные сопротивления. Для равномерного распределения тока между параллельными проводами их сопротивления выравнивают транспозицией, т. е. перекладкой проводов, в результате которой каждый провод попеременно занимает различные положения. У винтовой обмотки обычно делают одну общую и две групповые транспозиции.



1- витки обмотки; 2 - сегмент; 3 - торцевое опорное кольцо; 4 - буковая рейка; 5 - бумажно-бакелитовый цилиндр; 6 - вывод проводников обмотки; 7 - изолирующая прокладка

Рисунок 61 Винтовая однозаходная обмотка:

а - виток обмотки из одного провода; б - обмотка из восьми параллельных проводов

Непрерывная спиральная обмотка составляется из ряда последовательно соединенных дисков (катушек), намотанных по спирали (рис. 62). Переход провода из одной катушки в другую выполняется без нарушения его целости, без паек. Между катушками устанавливаются прокладки из электрокартона. Обмотка обладает высокой электрической и механической прочностью, хорошим охлаждением. Она применяется в трансформаторах напряжением до 220 кВ.

Рисунок 62 Непрерывная спиральная обмотка

Переплетенная обмотка применяется в трансформаторах напряжением 500 кВ и выше. В процессе ее намотки витки смежных катушек (секций) переплетаются между собой, что обеспечивает необходимый уровень импульсной прочности изоляции и высокую динамическую стойкость обмотки при КЗ.

Отводы от обмоток. Напряжение трансформаторов регулируют переключением регулировочных ответвлений от обмоток. Ответвления выполняют при изготовлении обмоток. При расположении ответвлений с наружной стороны обмотки их выполняют в виде петель из того же провода, что и витки обмотки. Внутренние ответвления выполняют из полос ленточной меди, припаиваемых к проводам обмотки. Ответвления соединяются с переключателями и вводами трансформаторов при помощи отводов, изготовляемых из гибкого медного провода и медных стержней. Отводы надежно изолируются от бака, ярмовых балок, обмоток и других отводов. При ремонтах не допускается нарушение установленных расстояний отводов от заземленных частей и от собственной обмотки.

Изоляция является важным элементом конструкции масляных трансформаторов. Различают внутреннюю и внешнюю изоляцию трансформатора. Внутренняя изоляция (изоляция токоведущих частей, находящихся в баке) подразделяется на главную изоляцию - изоляцию обмоток от заземленных частей и других обмоток; продольную изоляцию- изоляцию между витками, слоями и катушками одной и той же обмотки, изоляцию отводов и переключателей.

1- изолирующие цилиндры; 2-угловые шайбы; 3 -междуфазные перегородки; 4- стержень магнитопровода; 5 - обмотка НН; 6 - обмотка СН; 7 - обмотка ВН; 8 - ярмо; 9 - ярмовый барьер; 10 - прессующее кольцо; 11 - емкостное кольцо

Рисунок 63 Главная изоляция трансформатора напряжением 220 кВ



Один из вариантов конструкции главной изоляции обмоток представлен на рис. 63. Изоляция обмоток от стержней магнитопровода, а также изоляция между обмотками выполняется при помощи изоляционных цилиндров, перегородок, распорок и шайб, промежутки между которыми заполнены маслом. Чередование твердых и жидких диэлектриков повышает электрическую прочность изоляции. Цилиндры выступают над обмотками, что исключает разряды по поверхности цилиндров с обмоток на стержень и между обмотками.

Изоляция обмоток от ярма усиливается угловыми шайбами 2. В качестве международной изоляции применены перегородки 3 из электрокартона.

Продольная изоляция обмоток между витками обеспечивается изоляцией самого обмоточного провода. Усиление этой изоляции производится только на входных витках катушек фазных обмоток.

Междуслойная изоляция выполняется из кабельной бумаги, электрокартона или путем оставления между слоями обмотки масляного канала.

Междукатушечная изоляция выполняется с помощью электрокартонных шайб и радиальных масляных каналов.

К внешней изоляции трансформатора относят наружную изоляцию: вводы и воздушные промежутки, отделяющие вводы друг от друга и от заземленных частей трансформатора.

1 - фарфоровый изолятор; 2 - токоведущий стержень; 3 - гайка; 4 - втулка; 5 -резиновое кольцо; 6 - колпак; 7 - болт, закрывающий отверстие для выхода воздуха; 8 - резиновая шайба; 9 - уплотнение; 10 - кулачок; 11-шпилька; 12 - накидной фланец; 13 - крышка бака; 14 - отвод

Рисунок 64 Съемный ввод на напряжение 35 кВ

Вводы служат для подачи напряжения к обмоткам трансформатора. На напряжении 35 кВ и ниже применяются съемные вводы (рис. 64). Отвод 14 проходит внутри фарфорового изолятора 1, который крепится к крышке бака 13 накидным фланцем 12 с кулачками 10. Внутреннюю полость изолятора заполняет масло из бака. Верхняя торцевая часть изолятора уплотняется резиновым кольцом 5 и шайбой 8. Достоинство съемных вводов состоит в удобстве замены фарфоровых изоляторов при их повреждениях. Для этого достаточно снять колпак 6 и кулачки 10.

1 - контактный зажим; 2-компенсатор давления; 3 - соединительная труба; 4, 9 - верхняя и нижняя фарфоровые покрышки; 5 - изоляционный остов; 6 - измерительный вывод; 7 - соединительная втулка; 8 - вентиль к манометру; 10 - бумажно-бакелитовый цилиндр; - гетинаксовая шайба; 12 - кольцевая резиновая прокладка; 13 - латунный стакан; 14 - экран

Рисунок 65 Маслонаполненный герметичный ввод 110 кВ

На напряжение 110 кВ и выше применяются маслонаполненные герметичные, негерметичные и маслоподпорные вводы. На рис. 65 показан маслонаполненный герметичный ввод 110 кВ. Токоведущая система ввода представляет собой соединительную трубу 3 (при помощи соединительной трубы стягиваются основные части ввода) с.контактным зажимом 1 сверху и экранированным узлом снизу. Внутри трубы проходит гибкий отвод от обмотки. Изоляция ввода состоит из двух фарфоровых покрышек 4 и 9, закрепленных на металлической соединительной втулке 7, изоляционного остова 5, намотанного из бумаги, и заполняющего ввод масла. Между слоями бумаги остова проложены уравнительные обкладки из фольги для выравнивания электрического поля внутри ввода и на его поверхности. Две последние обкладки используются в качестве измерительных конденсаторов. К ним подключаются приспособления для измерения напряжения (ПИН).

Масло в герметичных вводах не имеет сообщения с окружающей средой. Компенсация температурных изменений объема масла осуществляется компенсатором давления 2, внутри которого размещены сильфоны. Давление во вводе контролируется при помощи манометра, подключаемого к вентилю 8. Негерметичные вводы имеют маслорасширители. Заполняющее ввод масло сообщается с окружающей средой через масляный затвор и осушитель воздуха.

Маслоподпорные вводы выполняются герметичными, но масло для их подпитки поступает непосредственно из трансформатора через специальную трубку с краном у ввода.

Защита обмоток трансформаторов от атмосферных перенапряжений выполняется различными устройствами емкостной защиты. К таким устройствам относят экраны, емкостные кольца и экранирующие витки. Экраны (незамкнутые цилиндры из немагнитного металла) укладывают под внутренний слой обмотки ВН и подключают к линейному вводу (рис. 66). Экранами снабжают трансформаторы напряжением 35 кВ и ниже.



1- Стержень магнитопровода; 2- изоляционные цилиндры; 3- обмотка НН; 4 - обмотка ВН; 5 - экран

Рисунок 66 Схема емкостной защиты обмоток 35 кВ

Трансформаторы напряжением 110-220 кВ имеют устройство емкостной защиты, схема которого показана на рис. 67. В схему входят незамкнутое металлическое изолированное кольцо, расположенное с торца обмотки, и несколько незамкнутых экранирующих витков. Экранирующие витки электрически соединены с емкостным кольцом и подключены к линейному вводу обмотки.

1- емкостное кольцо; 2- обмотка; 3- экранирующие витки; 4 - изоляция экранирующих витков; 5- изоляционные прокладки, образующие масленые каналы

Рисунок 67 Схема емкостной защиты обмоток 220 кВ

Электрические емкости экранирующих витков и колец дают возможность выровнять начальное распределение импульсного напряжения по обмотке и избежать опасных воздействий перенапряжений на изоляцию первых ее витков и секций.

Бак масляного трансформатора представляет собой резервуар, внутри которого устанавливается активная часть. Баки трансформаторов малой и средней мощности закрываются сверху крышками. Крышка служит основанием для установки на ней вводов, расширителя, выхлопной трубы, контрольно-сигнальных и других устройств. В ряде конструкций к крышкам механически крепится активная часть. В этом случае при ремонте активная часть поднимается из бака вместе с крышкой. После этого отсоединяются отводы от вводов и привод от переключателя и крышка отделяется от активной части.

Современные трансформаторы с массой активной части более 25 т изготовляются с баками колокольного типа с болтовым разъемом снизу. Разъем делит бак на две части: нижнюю - поддон и верхнюю - колокол. На нижней части устанавливается активная часть трансформатора. Верхняя (подъемная) часть выполняется с учетом особенностей транспортировки по железной дороге.

Конструкция бака с нижним разъемом обеспечивает доступ к активной части трансформатора при снятии колокола, исключая тем самым подъем самой активной части.

Герметичность бака в разъеме, а также в местах установки вводов, присоединения труб системы охлаждения и другого оборудования обеспечивается резиновыми прокладками.

Для передвижения трансформатора во время монтажа и ремонта нижняя часть бака снабжается поворотной кареткой с катками. Предусмотрены также ушки для крепления крюков, тросов и пр.

Сверху на крышке или колоколе с помощью фланцевых соединений устанавливаются расширитель и выхлопная труба.

1-расширитель; 2 - опорные пластины; 3 - крепящие уголки; 4 - крышка; 5 - маслопровод; 6 - газовое реле; 7 - плоский кран; 8 - выхлопная труба; 9 - патрубок для присоединения воздухоосушителя; 10 - газоотводные трубы; 11 - пробка; 12 - кольцо для подъема расширителя; 13 - маслоуказатель; 14 - труба для присоединения воздухоосушителя; 15 - воздухоосушитель; 16 - отстойник; 17 - пробка или вентиль для спуска и заливки масла

Рисунок 68 Расширитель и выхлопная труба трансформатора

Расширитель (рис. 68) соединяется патрубком с баком трансформатора и обеспечивает заполнение его маслом при изменениях объема масла вследствие колебаний температуры. Кроме того, трансформатор с расширителем имеет меньшую площадь открытой поверхности масла, соприкасающегося с воздухом, что уменьшает степень окисления, увлажнения и загрязнения масла. Объем расширителя составляет 9,5- 10% объем масла в трансформаторе и системе охлаждения.

Сообщение внутреннего объема расширителя с атмосферой осуществляется через трубу 14, заканчивающуюся воздухоосушителем 15. К расширителю приварен отстойник 16, в котором накапливаются вода и осадки, попадающие в масло. Расширитель связан газоотводными трубками с высоко расположенными точками колокола для отвода газов, которые могут там накапливаться.

В маслопровод, соединяющий расширитель с баком, встраивается газовое реле 6, реагирующее на внутренние повреждения, сопровождающиеся выделением газов, а также на понижение уровня масла. Газовые реле применяются двух типов: поплавковые и чашечные.

При повреждении трансформатора и возникновении пожара появляется необходимость быстрого перекрытия маслопровода, идущего от расширителя к баку. Для этого в маслопровод встраивается специальный автоматический клапан. Он закрывает отверстие для прохода масла из расширителя под действием заранее заведенной пружины. Управляется клапан электромагнитом, на обмотку которого подается оперативный ток при срабатывании релейной защиты от внутренних повреждений (на рис. 7.14 клапан не показан).

Выхлопная (предохранительная) труба на крышке бака защищает его от разрыва при интенсивном выделении газа во время крупных повреждений внутри трансформатора. Верхний конец выхлопной трубы герметично закрывается диафрагмой из стекла или медной фольги. При взрывообразных выделениях газа диафрагма выдавливается, давление в баке понижается, что и предохраняет его от деформации. Верхняя полость выхлопной трубы и воздушное пространство над поверхностью масла в расширителе соединены между собой трубкой. Это необходимо для выравнивания давлений с обеих сторон диафрагмы при изменении объема масла в нормальных эксплуатационных условиях.

Вместо выхлопной трубы в настоящее время находят применение механические пружинные предохранительные клапаны, устанавливаемые на верхней части стенки бака трансформатора. Клапан срабатывает при повышении давления в баке до 80 кПа и закрывается при давлении ниже 35 кПа. На баке устанавливаются два клапана и более.

Расширитель снабжается маслоуказателем 13, а трансформаторы мощностью 10 МВА и более, кроме того, - реле низкого уровня масла. Маслоуказатель служит для контроля уровня масла в трансформаторе. Применяются плоские и трубчатые стеклянные маслоуказатели, работающие по принципу сообщающихся сосудов. На шкале маслоуказателя наносятся три контрольные риски, соответствующие уровням масла в неработающем трансформаторе при температурах -45, +15 и +40 "С. Получили распространение также стрелочные магнитные маслоуказатели. Маслоуказатель имеет поплавок, располагающийся на поверхности масла в расширителе. Связь поплавка со стрелкой маслоуказателя, находящегося снаружи, осуществляется посредством двух постоянных магнитов, один из которых жестко связан со стрелкой, другой - системой рычагов с поплавком. Магниты разделены между собой тонкой немагнитной пластиной, герметично закрывающей окно, вырезанное в стальном дне расширителя. Магниты взаимодействуют между собой через немагнитную пластину, поворачиваясь на один и тот же угол в зависимости от положения поплавка.

В корпус маслоуказателя встроен также специальный герметичный контакт (геркон), подающий сигнал в случае недопустимого понижения уровня масла в трансформаторе.

«Системы охлаждения и обслуживание охлаждающих устройств»

Теплота, выделяющаяся в обмотках и магнитопроводе работающего трансформатора, рассеивается в окружающую среду. Переход теплоты с поверхности обмоток и магнитопровода к охлаждающему маслу происходит вследствие разности температур между ними. Теплопередача обеспечивается непрерывной естественной или принудительной циркуляцией масла внутри трансформатора. Естественное движение нагретых и холодных слоев масла объясняется их разной плотностью. В окружающую среду тепло отводится конвекционными потоками воздуха у стенок бака и излучением. Теплопередача конвекцией происходит со всей поверхности бака, труб и охладителей и зависит от разности температур бака и воздуха, от конфигурации и площади охлаждаемых поверхностей. Чем свободнее доступ воздуха к охлаждаемой поверхности, тем интенсивнее теплопередача.

Теплопередача путем излучения (а она составляет для трансформаторов с гладкими стенками баков около 50% (общей теплопередачи) зависит от температуры излучающей поверхности и ее состояния. С закрытой трубами и охладителями поверхности излучения не происходит, что связано с прямолинейным распространением лучистой энергии.

Системы охлаждения. Предусмотрены следующие системы охлаждения масляных трансформаторов и условные обозначения: масляное охлаждение с естественной циркуляцией масла внутри бака и воздуха снаружи -М; масляное дутьевое охлаждение с естественной циркуляцией масла - Д; масляное дутьевое охлаждение с принудительной циркуляцией масла - ДЦ; масляное водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла и воды - Ц.

Трансформаторы с естественным масляным охлаждением (система М) при очень малой мощности (не превышающей 25 кВА) выпускаются с гладкими баками. Поверхность баков таких трансформаторов достаточна для отвода тепла. С ростом мощности трансформаторов появляется необходимость искусственного увеличения площади охлаждающих поверхностей. Одним из конструктивных решений является применение баков с охлаждающими трубами.

Стальные трубы (предварительно согнутые) располагают вертикально, параллельно стенке бака, и приваривают изнутри бака. Трубчатые баки имеют трансформаторы мощностью 1,6 MBА включительно.

Для трансформаторов мощностью 1,6-10 MBА применяются радиаторные баки. На гладкие баки навешиваются трубчатые охладители (радиаторы), позволяющие получать значительно большие поверхности охлаждения, чем у баков с охлаждающими трубами. Схема естественной циркуляции масла в трансформаторе с радиаторами показана на рис. 69.

1 - бак трансформатора; 2 - радиатор; 3 - плоский кран

Рисунок 69 Схема естественной циркуляции масла (система охлаждения М)

Каждый радиатор представляет собой самостоятельный узел, присоединяемый своими патрубками к патрубкам бака. Между фланцами патрубков устанавливаются плоские краны. Кранами пользуются в том случае, когда радиатор выводится в ремонт или снимается с трансформатора, заполненного маслом. После снятия радиатора на краны ставят стальные заглушки.

У трансформаторов мощностью более 10 MB-А периметр бака оказывается недостаточным для навешивания необходимого количества радиаторов. Тогда вместо естественного применяют принудительное дутьевое охлаждение, при котором теплопередача радиаторов увеличивается на 40-50% по сравнению с теплопередачей при естественном охлаждении. Интенсивность теплопередачи повышается за счет ускорения движения охлаждающего воздуха. Дутье осуществляется вентиляторами-крыльчатками (рис. 70).

1 - стенка бака; 2 - двигатель вентилятора; 3 - растяжка; 4- кронштейн

Рисунок 70 Установка вентиляторов для обдувания радиаторов (система охлаждения Д)

Трансформаторы с дутьевым охлаждением допускают работу с отключенным дутьем, если нагрузка менее номинальной, а температура верхних слоев масла не превышает 55 °С.

При аварийном отключении всех вентиляторов обдува работа трансформатора с номинальной нагрузкой допускается в зависимости от температуры окружающего воздуха в течение ограниченного времени:

Температура воздуха, °С.... -15 -10 0 +10 +20 +30 Допустимая длительность работы, ч 60 40 16 10 6 4

Работа трансформаторов с нагрузкой выше номинальной возможна только с включенным дутьем независимо от температуры масла и окружающего воздуха.

Управление дутьем, т. е. включение и отключение электродвигателей вентиляторов, производится вручную и автоматически. Автоматическое включение дутья осуществляется при помощи контактов термометрического сигнализатора ТСМ-100. Дутье автоматически отключается при снижении температуры масла до 50 °С.

Схема автоматического пуска и остановки двигателей вентиляторов по температуре масла дополняется автоматикой включения дутья при достижении номинального тока трансформатора и отключения дутья - при снижении тока нагрузки ниже номинального.

У мощных трансформаторов и автотрансформаторов дутьевое охлаждение не обеспечивает полного отвода теплоты потерь. В этих случаях применяется система воздушно-масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла с помощью насосов и интенсивным обдувом охладителей вентиляторами, установленными на охладителях (рис. 71).

1 - бак трансформатора; 2 - охладитель; 3 - электронасос; 4 - вентиляторы для обдувания охладителя; 5 - адсорбционный фильтр; 6 - струйное реле

Рисунок 71 Схема воздушно-масляного охлаждения (система ДЦ)

Охладители представляют собой спаренные друг с другом калориферы. Каждый калорифер состоит из нескольких рядов труб, развальцованных в трубных досках или вваренных в них. Нагретое масло из верхней части бака забирается электронасосом и прогоняется через охладитель. Охлажденное масло возвращается в нижнюю часть бака и перемещается вверх благодаря конвекции.

Для увеличения теплоотдачи у крупных трансформаторов, выпускаемых отечественной промышленностью, движение масла внутри трансформатора упорядочено: охлажденное масло подается по специальным трубам к определенным частям обмоток, в результате чего создается организованная циркуляция масла по охлаждающим каналам. Такая система направленной циркуляции масла в обмотках более эффективна. Трансформаторы с искусственным охлаждением могут эксплуатироваться только при работающих вентиляторах дутья, насосах циркуляции масла и с включенной сигнализацией о прекращении подачи масла и остановке вентиляторов обдува.

При остановленном принудительном охлаждении не обеспечивается охлаждение трансформатора, даже если он не несет нагрузки. В случае прекращения принудительного охлаждения трансформатор мощностью до 250 MBА может оставаться в работе с номинальной нагрузкой в течение 1 ч, если температура верхних слоев масла не достигла 80 °С. Если трансформатор уже работал с предельной температурой 80 °С, то с выходом из работы охлаждающего устройства он может нести номинальную нагрузку в течение 10 мин или находиться в режиме XX не более 30 мин. По истечении указанного срока трансформатор должен быть отключен.

Управление двигателями системы охлаждения предусматривается автоматическое и ручное. Схема автоматического управления обеспечивает:

включение основной группы охладителей при включении трансформатора в сеть;

увеличение интенсивности охлаждения включением дополнительного охладителя при достижении номинальной нагрузки или определенной температуры масла в трансформаторе;

включение резервного охладителя при аварийном отключении любого из работающих;

включение резервного питания двигателей насосов и вентиляторов при исчезновении напряжения или его снижении ниже 85%, а также переключение питания с резервного источника после восстановления напряжения в основной сети.

Ручное управление двигателями всей системы охлаждения и каждого охладителя производится ключами управления, положение которых проверяется внешним осмотром перед включением трансформатора в сеть.

Система масловодяного охлаждения с принудительной циркуляцией масла и охлаждающей воды является наиболее эффективной, но менее удобной в эксплуатации, чем рассмотренная выше система с принудительной циркуляцией масла. Для ее применения необходим мощный источник водоснабжения и должны предусматриваться меры по предотвращению замораживания водяных магистралей, насосов и прочей аппаратуры в зимнее время.

1 - бак трансформатора; 2 - электронасос; 3 - охладитель; 4 - адсорбционный фильтр; 5 - сетчатый фильтр; 6 - дифференциальный манометр; 7, 8 -манометры; 9, 10 - термометры

Рисунок 72 Схема масловодяного охлаждения (система Ц)

Система охлаждения (рис. 72) состоит из одного или нескольких водяных маслоохладителей, двух-трех маслонасосов, трубопроводов, измерительной и защитной, аппаратуры. Горячее масло из верхней части бака трансформатора перекачивается центробежными насосами через маслоохладитель, охлаждается в нем циркулирующей водой и возвращается в нижнюю часть бака.

Маслонасосы устанавливаются по ходу масла перед маслоохладителем, чтобы исключить подсосы воды в масло в случае образования неплотностей и трещин в маслоохладителе. С этой же целью давление масла в маслоохладителе поддерживается выше давления воды не менее чем на 20 кПа. Охлаждающая вода подается из водопроводной сети или из естественных водоемов (рек, озер).

Включение в работу масловодяного охлаждения производится после включения трансформатора в сеть: сначала включают в работу масляный насос и проверяют циркуляцию в маслоохладителе, затем подают охлаждающую воду и проверяют соотношение давлений воды и масла. При необходимости производится регулирование давления. Маслоохладители в системе масловодяного охлаждения снижают температуру масла на 10-15°С и способны поддерживать температуру верхних слоев масла при номинальной нагрузке на уровне 50-55°С. Поэтому подачу охлаждающей воды в маслоохладители производят при температуре масла не ниже 15 °С. Отключение масловодяного охлаждения производится после отключения трансформатора от сети: сначала прекращают доступ воды в маслоохладитель, а затем отключают маслонасос.

Нагрузка трансформатора с системами охлаждения Ц и ДЦ при отключении части работающих охладителей должна быть уменьшена пропорционально числу отключенных охладителей:

Число работающих охладителей, % 100 90 80 70 60 50 40 30

Допустимая нагрузка, % номинальной 100 90 80 70 60 50 40 30

Обслуживание систем охлаждения заключается в наблюдении за работой и уходе за оборудованием, используемым в системах охлаждения. Осмотры систем охлаждения оперативным персоналом производятся одновременно с осмотром трансформаторов. При осмотрах проверяется: отсутствие течей масла из систем охлаждения; работа охладителей по их нагреву, определяемому на ощупь (у транс, форматоров с охлаждением ДЦ - по нагреву и по показаниям манометров, установленных вблизи маслоперекачивающих насосов); отсутствие нагрева, шума и вибрации маслоперекачивающих насосов; работа адсорбционных фильтров (ощупыванием рукой); состояние креплений маслопроводов, насосов и вентиляторов; работа вентиляторов - по отсутствию вибрации, скрежета и задеваний крыльчаток за кожух.

Уход за оборудованием систем охлаждения включает в себя устранение обнаруженных при осмотрах неисправностей, замену износившихся деталей (лопаток, крыльчаток, подшипников), чистку охладителей и вентиляторов, смазку подшипников, контроль сопротивления изоляции электродвигателей. При уходе за охладителями системы охлаждения Ц выполняются периодические очистки труб и водяных камер от ила и других отложений на поверхностях охлаждения.

Эффективность работы систем охлаждения в целом проверяется по температуре верхних слоев масла в трансформаторе. При исправном охлаждении и номинальной нагрузке максимальные температуры верхних слоев масла не должны превышать: в трансформаторах с охлаждением М и Д - 95 °С; с охлаждением ДЦ - 75 °С и с охлаждением Ц-70 °С.

«Регулирование напряжения и обслуживание регулирующих устройств»

При регулировании напряжения переключением ответвлений обмоток трансформаторов изменяют их коэффициенты трансформации, что дает возможность поддерживать на шинах НН (СН) подстанций напряжение, близкое к номинальному, когда первичное напряжение отклоняется по тем или иным причинам от номинального.

Переключают ответвления на отключенных от сети трансформаторах устройствами ПБВ (переключения без возбуждения) или на работающих трансформаторах под нагрузкой устройствами РПН (регулирования под нагрузкой).

Устройствами ПБВ снабжаются почти все трансформаторы. Они позволяют регулировать напряжение ступенями относительно номинального ±5; ±2,5%; U_ном. Применяются ручные трехфазные и однофазные переключатели. Однофазный переключатель барабанного типа, устанавливаемый на каждой фазе обмотки ВН, показан на рис. 73

1- отводы; 2 - текстолитовые основания; 3 - контактные кольца; 4- полый токоведущий стержень; 5 - коленчатый вал; 6 - изолирующая штанга: 7 - ручной привод; 8 - крышка бака; 9 - ярмовая балка; 10 - деревянная рама; 11 - текстолитовая шпилька; 12-защитные бумажно-бакелитовые цилиндры; 13 - переключатель

Рисунок 73 Переключатель ответвлений барабанного типа (а) и крепление его к ярмовой балке трансформатора (б)

Контактная система переключателя состоит из неподвижных контактных стержней 4, соединенных с отводами 1, и подвижных контактных колец 3, замыкающих между собой различные пары неподвижных контактов. Контактные кольца перемещаются коленчатым валом 5, ось которого при помощи изолирующей штанги 6 соединяется с приводом на крышке трансформатора 7. Переключатель смонтирован на изолирующих основаниях 2.

Трансформаторы с РПН имеют большее число регулировочных ступеней и более широкий диапазон регулирования (до 20%), чем трансформаторы с ПБВ. Применяемые схемы трансформаторов с РПН представлены на рис. 74. Часть обмотки ВН с ответвлениями называется регулировочной обмоткой. Расширение регулировочного диапазона без увеличения числа отводов достигается применением схем с реверсированием (рис. 74,б). Переключатель-реверсор 5 позволяет присоединять регулировочную обмотку 3 к основной / согласно или встречно, благодаря чему диапазон регулирования удваивается. У трансформаторов устройства РПН обычно включаются со стороны нейтрали, что позволяет выполнять их с пониженной на класс напряжений изоляцией.

1, 2- обмотки ВН и НН;- регулировочная обмотка;- переключающее устройство; 5 - реверсор; а - без реверсирования регулировочной обмотки; б - то же с реверсированием

Рисунок 74 Схемы трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой

1-регулировочная обмотка; 2 - переключающее устройство; а - в нейтрали; б - на стороне ВН; в - на стороне СН

Рисунок 75 Схемы регулирования напряжения на автотрансформаторах

На рис. 75 показаны схемы регулирования на автотрансформаторах. Регулирование со стороны нейтрали (рис. 75, а) называют связанным, так как при переключении одновременно меняется число витков обмоток ВН и СН, что вызывает колебания индукции в магнитопроводе и напряжения на зажимах обмотки НН. Чтобы избежать недостатков связанного регулирования, применяют схемы раздельного регулирования с включением РПН со стороны линейных вводов ВН (рис. 75,б) или СН (рис. 75,в). Такие схемы удобны в эксплуатации, но устройства РПН в этих случаях должны быть более высокого класса напряжения.

Устройство РПН состоит из следующих основных частей: контактора, разрывающего и замыкающего цепь рабочего тока в процессе коммутации; избирателя, контакты которого размыкают и замыкают электрическую цепь без тока; токоограничивающего сопротивления (реактора или резистора); приводного механизма. Последовательность работы устройств РПН с реактором (серий РНО, РНТ) и с резистором (серий РНОА, РНТА) показаны на рис. 76. Необходимая очередность в работе контакторов и избирателей обеспечивается приводным механизмом с реверсивным пускателем. В переключающем устройстве РПН с реактором реактор рассчитан на длительное прохождение номинального тока. В нормальном режиме работы через реактор проходит только ток нагрузки. В процессе переключения ответвлений, когда часть регулирующей обмотки оказывается замкнутой на реактор (рис. 76,в), он ограничивает до приемлемых значений ток I_цирк, проходящий в замкнутом контуре.

Реактор и избиратель, на контактах которого дуги не возникает, обычно размещают в баке трансформатора, а контактор помещают в отдельном масляном баке, чтобы не допускать разложения электрической дугой масла, находящегося в трансформаторе.

Действие переключающих устройств РПН с резисторами во многом сходно с работой РПН с реактором. Отличие состоит в том, что в нормальном режиме работы резисторы закорочены или отключены и ток по ним не проходит, а в процессе коммутации ток проходит в течение сотых долей секунды. Резисторы не рассчитаны на длительную работу под током, поэтому переключение контактов в них происходит быстро под действием мощных сжатых пружин. Резисторы имеют небольшие размеры и являются, как правило, конструктивной частью контактора.

Устройства РПН приводятся в действие дистанционно со щита управления и автоматически от устройств регулирования напряжения.

Р - реактор; R₁ и R₂ - резисторы; П- переключатели (избиратели); К1- К4 - контакторы; РО- регулировочная обмотка

Рисунок 76 Последовательность работы переключающих устройств РПН с реактором (а-ж) и с резистором (з-н)

Для автоматического управления РПН снабжаются блоками автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРКТ). Структурная схема блока АРКТ показана на рис. 77. Регулируемое напряжение подается на зажимы блока АРКТ от трансформатора напряжения. Кроме того, устройством токовой компенсации ТК учитывается еще падение напряжения от тока нагрузки. На выходе блока АРКТ исполнительный орган И управляет работой приводного механизма. Схемы блоков АРКТ весьма разнообразны, но все они содержат элементы, указанные на рис. 77.

1 - регулируемый трансформатор; 2 - трансформатор тока; 3 - трансформатор напряжения; ТК - устройство токовой компенсации; ИО - измерительный орган; У - орган усиления; В - орган выдержки времени; И - исполнительный орган; ИЛ - источник питания; ПМ - приводной механизм

Рисунок 77 Структурная схема блока автоматического регулирования напряжения



«Обслуживание устройств регулирования напряжения»

Перестановка переключателей ПБВ с одной ступени на другую в эксплуатации производится редко (2-3 раза в год при сезонном регулировании). При длительной работе без переключения контактные стержни и кольца покрываются пленкой окиси. Чтобы разрушить эту пленку и создать хороший контакт, рекомендуется при каждом переводе переключателя предварительно прокручивать его (не менее 5-10 раз) из одного крайнего положения в другое. При пофазном переводе переключателей проверяется их одинаковое положение. Приводы переключателей на каждой ступени фиксируются стопорными болтами.

Устройства РПН должны постоянно находиться в работе с включенными блоками АРКТ. На дистанционное управление РПН переводят только при неисправности блоков АРКТ. При осмотрах РПН сверяют показания указателей положения переключателей на щите управления и на приводах РПН, так как по ряду причин возможно рассогласование сельсина-датчика и сельсина-приемника. Проверяется также одинаковое положение переключателей РПН всех параллельно работающих трансформаторов или отдельных фаз при пофазном управлении.

Наличие масла в баке контактора проверяется по маслоуказателю. Уровень масла следует поддерживать в допустимых пределах. При пониженном уровне масла увеличивается время горения дуги на контактах. Превышение нормальной отметки уровня масла обычно наблюдается при нарушении уплотнений отдельных узлов масляной системы.

Нормальная работа контакторов гарантируется при температуре масла не ниже -20 °С. При более низкой температуре масло сильно густеет и контактор испытывает значительные механические нагрузки, которые могут привести к его поломке. Кроме того, возможно повреждение резисторов из-за увеличения времени переключения и более длительного пребывания их под током. Чтобы избежать указанных повреждений, при понижении температуры окружающего воздуха до -15 °С должна включаться система автоматического обогрева контакторов.

В процессе регулирования напряжения переключением ответвлений с помощью устройств ПБВ или РПН персонал не должен допускать длительного повышения напряжения на трансформаторе сверх номинального для данного ответвления.

При параллельной работе двух регулируемых трансформаторов и более изменение их коэффициентов трансформации следует производить по возможности одновременно, чтобы избежать перегрузки уравнительным током. При автоматическом управлении РПН эта роль выполняется специальной блокировкой. Если же автоматическое управление отсутствует, переключение ответвлений следует производить постепенно, не допуская рассогласования по ступеням ответвлений более чем на одну ступень.

Контакторы РПН обычно выводятся в ремонт после выполнения 20-30 тыс. операций под током. При этом заменяются обгоревшие контакты, заменяется масло.

«Включение в сеть и контроль за работой»

Перед включением трансформатора в сеть из резерва или после ремонта производится осмотр как самого трансформатора, так и всего включаемого с ним оборудования. При этом проверяются: уровень масла в расширителе и вводах трансформатора; исправность и пусковое положение оборудования системы охлаждения; правильное положение указателей переключателей напряжения; положение заземляющего разъединителя и состояние разрядников в нейтрали; отключен ли дугогасящий реактор; состояние фарфоровых изоляторов и покрышек вводов, а также шинопроводов и экранированных токопроводов.

Если трансформатор находился в ремонте, то обращается внимание на чистоту рабочих мест, отсутствие закороток, защитных заземлений и посторонних предметов на трансформаторе и оборудовании трансформатора.

Включение трансформатора в сеть производится толчком на полное напряжение со стороны питания (сетевых трансформаторов со стороны обмотки ВН). Включение часто сопровождается сильным броском тока намагничивания. Однако автоматического отключения трансформатора дифференциальной токовой защитой при этом не происходит, так как она отстраивается от тока намагничивания при первом опробовании трансформатора напряжением, что позволяет избежать ложных срабатываний ее при всех последующих включениях.

При включении трансформатора в работу не исключено появление на нем сразу номинальной нагрузки. Включение на полную нагрузку разрешается при любой отрицательной температуре воздуха трансформаторов с системами охлаждения М и Д и не ниже -25 °С трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц. Если температура воздуха, а следовательно, и масла в трансформаторе окажется ниже указанной, ее поднимают включением трансформатора на холостой ход или под нагрузку не более 50% номинальной. В аварийных ситуациях этих ограничений не придерживаются (что, естественно, отражается на износе изоляции обмоток).

Повышение вязкости масла в зимнее время учитывается при включении в работу не только самого трансформатора, но и его охлаждающих устройств. Циркуляционные насосы серии ЭЦТ надежно работают при температуре перекачиваемого масла не ниже --25 °С, а серии ЭЦТЭ - не ниже -20 °С. Поэтому при включении трансформаторов в работу циркуляционные насосы систем охлаждения включаются лишь после предварительного нагрева масла до указанных значений температур. Во всех остальных случаях насосы принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться в работу одновременно с включением трансформатора в сеть. Вентиляторы охладителей при низких температурах масла должны включаться в работу, когда температура масла достигнет 45°С.

Контроль за нагрузками трансформаторов, находящихся в работе, производится по амперметрам, на шкалах которых должны быть нанесены красные риски, соответствующие номинальным нагрузкам обмоток. Одновременно с контролем значения тока проверяется равномерность нагрузки по фазам. У автотрансформаторов контролируется также ток в общей обмотке.

При номинальных токах трансформаторы могут работать неограниченно долго, если условия охлаждения соответствуют номинальным.

В реальных условиях трансформаторы работают с переменной нагрузкой, причем большую часть суток и особенно в ночное время их нагрузка ниже номинальной. При таких условиях работы естественный износ их изоляции уменьшается. Недоиспользованные ресурсы изоляции без ущерба для срока службы трансформатора используются в эксплуатации путем систематических перегрузок, устанавливаемых в зависимости от характера суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и недогрузок в летнее время. Допустимое значение перегрузки и ее продолжительность определяются по графикам нагрузочной способности трансформаторов согласно ГОСТ 14209-69. Перегрузка трансформаторов в этом случае не должна превышать 50% его номинальной мощности.

В аварийных случаях (например, при выходе из работы одного из трансформаторов и отсутствии резерва) допускается аварийная перегрузка оставшихся в работе трансформаторов. Перегрузка разрешается независимо от значения предшествующей нагрузки трансформатора и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Перегрузка по току, °/о номинальной нагрузки 30 45 60 75 100 200

Длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10 1,5

Приведенные данные аварийной перегрузки распространяются на все масляные трансформаторы и автотрансформаторы, кроме тех, перегрузка которых ограничена заводом-изготовителем.

Контроль за напряжением, подведенным к трансформатору, производится по вольтметрам, измеряющим напряжение на шинах.

Превышения напряжения на трансформаторах сверх номинального допускаются в сравнительно небольших пределах: длительно на 5% при нагрузке не выше номинальной и на 10% при нагрузке не выше 25% номинальной; длительно до 10% для станционных трансформаторов, работающих в блоке с генератором, автотрансформаторов без ответвлений со стороны нейтрали и регулировочных трансформаторов при нагрузке не выше номинальной, Превышение указанных напряжений приводит к перенасыщению магнитопровода, резкому увеличению тока и потерь XX. При этом потери в стали возрастают пропорционально квадрату напряжения. Увеличение потерь в стали является причиной местных нагревов стальных конструкций магнитопровода.

Контроль за тепловым режимом трансформаторов сводится к периодическим измерениям температур верхних слоев масла в баках. Измерения производятся при помощи стеклянных термометров, погруженных в специальные гильзы на крышках трансформаторов, дистанционных термометров сопротивления и термометров манометрического типа - термосигнализаторов. Периодические осмотры. Трансформаторы осматриваются без отключения в следующие сроки: главные трансформаторы и трансформаторы собственных нужд станций и подстанций с постоянным дежурством персонала - 1 раз в сутки; трансформаторы подстанций и гидростанций без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц.

Осмотры производятся также и при действии сигнализации о нарушении режима работы трансформаторов или систем их охлаждения, при срабатывании устройств релейной защиты или автоматики. При стихийных бедствиях (пожары, землетрясения и т.д.) трансформаторы должны осматриваться немедленно.

Цель периодических осмотров - проверка условий работы трансформаторов и выявление неполадок, которые при развитии могут привести к аварийным повреждениям. При осмотре проверяется внешнее состояние систем охлаждения, устройств регулирования напряжения под нагрузкой, устройств защиты масла от окисления и увлажнения, фарфоровых и маслонаполненных вводов, защитных разрядников на линейных вводах и в нейтралях, кранов, фланцев и люков, а также резиновых прокладок и уплотнений (они не должны набухать и выпучиваться); отсутствие течей масла и уровень его в расширителях, целость и исправность приборов (термометров, манометров, газовых реле), маслоуказателей, мембран выхлопных труб; исправность заземления бака трансформатора; наличие и исправность средств пожаротушения, маслоприемных ям и дренажей; состояние надписей и окраски трансформаторов.

Отключение трансформатора от сети, как правило, производят выключателями сначала со стороны нагрузки, а затем со стороны питания. На подстанциях с упрощенной схемой (без выключателей со стороны ВН) отключение трансформаторов со стороны нагрузки производят выключателями, а со стороны питания - отделителями.

Параллельная работа трансформаторов»

Параллельная работа трансформаторов с нагрузками, пропорциональными их номинальным мощностям, возможна при равенстве первичных и вторичных напряжений (равенстве коэффициентов трансформации), равенстве напряжений КЗ и тождественности групп соединения обмоток.

При включении на параллельную работу трансформаторов с различными коэффициентами трансформации напряжения на зажимах их вторичных обмоток будут различными. Разность вторичных напряжений вызывает прохождение уравнительных токов. Значение уравнительного тока может быть подсчитано по формуле

где ?U = U₁-U₂ - разность вторичных напряжений трансформаторов; Z_K1 и Z_K2 - полные сопротивления КЗ первого и второго трансформаторов, определяемые по формуле

где u_к% - напряжение КЗ.

Пример. Два трансформатора с разными значениями вторичных напряжений включаются на параллельную работу. Трансформаторы имеют следующие технические данные: S₁ = S₂=40 МВ-А; U₁= 10,5кВ; U₂=10 кВ; u_к1 = u_к2=8,5%; группы соединения обмоток У/Д-11. Определить уравнительный ток после включения трансформаторов на параллельную работу.

Решение. Номинальные токи трансформаторов

Разность вторичных напряжений ?U= 10 500-10 000=500 В. Уравнительный ток