- испытание трансформаторного масла

определение коэффициента трансформации и группы соединения;

измерение сопротивления обмоток постоянному току;

измерение токов потерь холостого хода и короткого замыкания;

измерение сопротивления изоляции обмоток;

испытание электрической прочности главной изоляции повышенным напряжением промышленной частоты;

- испытание электрической прочности витковой изоляции индуцированным напряжением.

1.8.1 Испытание трансформаторного масла

Масло испытывают на электрическую прочность пробой и диэлектрические потери.

Испытание трансформаторного масла на пробой проводят в маслопробойном аппарате. В чистую сухую стеклянную посуду емкостью не менее 0,5 литра отбирают пробу масла из нижнего или специально предусмотренного крана в баке трансформатора. Затем масло заливают в стандартный разрядник маслопробойного аппарата, представляющий собой специальный фарфоровый сосуд, в который вмонтированы два плоских электрода и латунные токопроводящие стержни. К ним подводят высокое напряжение от встроенного в аппарат повышающего регулировочного трансформатора.

Чтобы удалить из масла воздушные включения, ему дают перед пробоемотстояться в разряднике в течение 20 мин. Затем плавно повышают напряжение на электродах до пробоя и одновременно наблюдают за стрелкой киловольт-метра, показывающего напряжение, при котором происходит пробой. Всего делают шесть пробоев с интервалами 10 мин. Первый пробой не учитывают.

Среднее арифметическое пробивного напряжения остальных пяти пробоев принимают за пробивное напряжение, которое должно быть 25 кВ при напряжении трансформатора до 15 кВ включительно и 30 кВ при напряжении выше 15 и до 35 кВ.

При ремонтах выполняют сокращенный химический анализ, в объем которого входит определение кислотного числа масла, температуры вспышки паров, реакции водной вытяжки, содержания взвешенного угля и механических примесей. Одновременно проверяют прозрачность масла.

1.8.2 Определение коэффициента трансформации и группы соединения

Коэффициент трансформации проверяют по схеме, показанной на рис. 10, чтобы убедиться в правильности числа витков, сборки схемы соединения обмоток и подключения регулировочных отводов к переключателю.

Проверку производят, подавая одновременно напряжение (не менее 2% номинального) на все фазы трехфазного трансформатора и все ступени напряжения; отклонение по фазам не должно превышать 2%.

При проверке группы соединения определяют правильность соединения обмоток и их соответствие принятой группе.

1.8.3 Измерение сопротивления обмоток постоянному току

В ремонтной практике измеряют сопротивление обмоток постоянному току у всех отремонтированных трансформаторов, что позволяет выявить дефекты, допущенные при ремонте: обрыв параллельных проводов обмоток, низкое качество соединений пайкой, плохой контакт в месте подсоединения регулировочного отвода к переключателю и др.

Перечисленные дефекты увеличивают электрическое сопротивление обмоток за счет повышения переходного сопротивления в дефектных участках. Сопротивления, измеренные на всех фазах и ступенях, не должны отличаться более чем на 2%.

1.8.4 Измерение токов, потерь холостого хода и короткого замыкания

Измерение тока холостого хода и потерь производят для выявления таких дефектов в магнитной системе трансформатора, которые увеличивают ток холостого хода и вызывают дополнительные потери, снижающие КПД трансформатора, а в ряде случаев приводящие к недопустимым нагревам.

Измерения (опыт) холостого хода производят так. Подают на обмотку НН симметричное напряжение частотой 50 Гц при разомкнутой обмотке ВН и плавно поднимают от нуля до номинального, при этом измеряют ваттметрами мощность, потребляемую трансформатором, а амперметром линейные токи.

Опыт холостого хода можно производить при пониженном напряжении с последующим пересчетом измеренных мощности и тока на номинальные напряжения.

Допущенные при ремонте трансформаторов со сменой обмоток неправильная транспозиция проводов, обрыв или надлом одного из параллельных проводов, плохой контакт и применение проводов заниженного сечения увеличивают омическое сопротивлениеобмоток и вызывают дополнительные потери в них при нагрузке трансформатора. Перечисленные дефекты обнаруживают путем опыта короткого замыкания, сопоставляя фактические потери в обмотках с расчетными.

При опыте короткого замыкания вводы стороны НН трансформатора замыкают отрезком шины накоротко, а к вводам ВН подают такое напряжение, при котором в обмотках устанавливается номинальный ток, т.е. напряжение короткого замыкания.

Измеренные напряжения короткого замыкания и потери пересчитывают на номинальный ток. В справочных таблицах нагрузочные потери приводятся к температуре обмоток 75 °С, поэтому при испытании измеряют температуру обмоток и производят соответствующий пересчет.

Полученные при измерении потери короткого замыкания сравнивают с расчетными. Если они больше расчетных, значит в трансформаторе есть неисправность.

При контрольных испытаниях трансформатора для определения герметичности его бака проводят на собранном трансформаторе испытание на плотность.

У трансформаторов с РПН испытывают переключающее устройство (включая привод и шкаф управления), а также проверяют блок автоматического управления приводом.

1.8.5 Измерение сопротивления изоляции обмоток

Сопротивление изоляции измеряют мегомметром между обмоткой ВН и баком при заземленной обмотке НН, обмоткой НН и баком при заземленной обмотке ВН, обмотками ВН и НН, соединенными вместе и с баком. Сопротивление изоляции обмоток трансформатора до 35 кВ считается удовлетворительным, если, будучи измеренным при 20?С, оно не ниже 300 МОм для трансформаторов мощностью до 6300 кВ - А включительно и 600 МОм для трансформаторов 10000 кВ - А и выше.

1.8.6 Испытание электрической прочности главной изоляции повышенным напряжением промышленной частоты

Повышенным напряжением проверяют электрическую прочность изоляции между обмотками разных напряжений и каждой из них относительно заземленных частей трансформатора. Эти испытания часто называют испытанием главной изоляции трансформатора.

Испытание заключается в том, что от постороннего источника переменного тока через специальный трансформатор подают напряжение на испытываемую обмотку.

2. Расчетная часть

2.1 Определение суммарных мощностей потребителей на каждом напряжении подстанции

Суммарная активная мощность определяется по выражению

, МВт,(1.1)

где - параметры потребителей на данной стороне подстанции

Полная и реактивная мощность определяются по выражениям

, МВА,(1.2)

, Мвар,(1.3)

где - коэффициент активной и реактивной мощности соответственно (см. исходные данные).

Определим нагрузку стороны СН.

МВт;

МВА;

Мвар.

Для стороны НН получим:

МВт;

МВт;

Мвар;

Мвар;

.

Суммарные мощности на стороне ВН:

.

Таким образом, в данном разделе определили суммарные мощности подстанции (S_ВН = 72.09 МВА, S_СН = 43.73 МВА, S_НН = 28.16 МВА), на основании которой будут выбраны силовые трансформаторы.

2.2 Выбор силовых трансформаторов

Число трансформаторов на подстанции выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как от подстанции питаются потребители I-ой и II-ой категорий, то по условию надежности требуется установка нескольких трансформаторов.

Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:

где - расчетная мощность трансформатора, МВА;

- суммарная мощность потребителей, МВА;

- коэффициент аварийной перегрузки;

n - количество трансформаторов.

Выбираем два варианта структурных схем подстанции на основании приведенных на рис. 1.1, 1.2:

Рис. 1.1. Схема подстанции с двумя трехобмоточными трансформаторами

Рис. 1.2. Схема подстанции с четырьмя трансформаторами. (Графическя часть А1)

В первом варианте предполагается применить трехобмоточные трансформаторы с напряжениями сторон СН и НН 35 кВ и 6 кВсоответственно.

Второй вариант предполагает использование четырех двухобмоточных трансформаторов. Определим по выражению (1.1) расчетную мощность трансформаторов для первого варианта:

МВА.

Выбираем трансформатор ТДТН-63000/110/35/6 ([4], табл. 3.6)

Проверяем коэффициент послеаварийной перегрузки

Такой коэффициент аварийной перегрузки допустим.

Для второго варианта:

МВА;

МВА.

Выбираем для стороны СН трансформатор ТДТН-40000/110/35/6.

Для стороны НН выбираем трансформатор ТРДН-25000/110/6/6.

Проверяем коэффициент послеаварийной перегрузки

Таблица 1.1.Каталожные данные трансформаторов

трансформатор ток обмотка подстанция

Такой коэффициент послеаварийной перегрузки допустим.

Каталожные данные трансформаторов приведены в таблице 1.1.

В данном разделе были выбраны трансформаторы для двух вариантов схем.

2.3 Выбор принципиальной схемы первичных соединений подстанции

Как правило, распределительные устройства (РУ) напряжением 35 кВ и выше выполняются открытыми (ОРУ). ОРУ должны обеспечить надежность работы, безотказность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных).

По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации, монтажа и ремонта оборудования. Для РУ напряжением 6 кВ выбираем комплектные распределительные устройства (КРУ). Эти КРУ состоят из закрытых шкафов, с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Для РУ напряжением 35 кВ и выше в зависимости от числа цепей и ответвлений применяются следующие схемы электрических соединений: блок трансформатор-линия (с выключателем или без него, с разъединителем или короткозамыкателем), мостик, одна секционированная система сборных шин.

При разработке главной схемы соединений подстанции рассматриваются два варианта, отличающиеся составом и схемами подключения основного оборудования, схемами РУ и т.д. На основании технико-экономического сопоставления вариантов определяем оптимальное решение, причем основное внимание уделяется методике их выполнения, а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям.

Для первого варианта на стороне ВН принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенным секционным и обходным выключателями ([6], табл. 6.8; [7], стр. 358-359). На стороне СН и НН применяем одиночную секционированную систему шин.

Для второго варианта на стороне ВН принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями ([6], табл. 6.8), на стороне СН и НН применяем схему с одной секционированной системой шин.

Размещено на Allbest.ru