Iу =8,7 Iпр.скв=41 кА. (9.31), [8]

Проверка на термическую стойкость действию токов КЗ:

Вк=24,5 ·tтер=1024 кА2с. (9.32), [8]

Вк=(tотк+Та)=82·(0,5+0,07+0,0081)=36,5 кА2·с (9.33), [8]

·tтер=1624=1024 кА2с (9.34), [8]

Выбранный разъединитель соответствует всем требованиям.

Выбираем выключатель нагрузки ВНР6/400-10зУ3 с параметрами:

Uном =6 кВ; Iном=400 А; Iоткл.ном=400 А; Iоткл.max=800 А; iвкл=2,5 кА; Iвкл=1 кА; Iпр.скв=10 кА; iпр.скв=25 кА; Iтер=10 кА; tтер=1 с.

Проверка на электродинамическую стойкость:

Iу =7,9 Iпр.скв=10 кА. (9.35), [8]

iу=13,08 iпр.скв=25 кА. (9.36)

Проверка на термическую стойкость действию токов КЗ:

Вк=24,5 ·tтер=100 кА2с., (9.37), [8]

Вк=(tотк+Та)=82·(0,5+0,07+0,0081)=24,5 кА2·с, (9.38), [8]

·tтер=1021=100 кА2с (9.39), [8]

Выбранный выключатель нагрузки соответствует всем требованиям.

Выбираем плавкий предохранитель ПКТ102-6-50-12,5У3 (кварцевый для защиты трансформаторов):

Uном =6 кВ; Iоткл.ном=12,5 кА.

Ток плавкой вставки определяется отстройкой от бросков тока намагничивания трансформатора:

Iн.в 2·Iном.тр, (9.40), [8]

где Iном.тр номинальный ток трансформатора, А.

(9.41), [8]

Iн.в 2·Iном.тр=2·38=76 А (9.42), [8]

Принимаем плавкую вставку на номинальный ток Iн.в=100 А.

Проверка по отключающей способности:

Iп =8,1 Iоткл.ном=12,5 кА (9.43), [8]

9.2.1 Выбор автоматических выключателей 0,4 кВ

Выбираем автоматические выключатели серии ВА-52 с комбинированными расцепителями (тепловой и электромагнитный расцепители максимального тока). Характеристика защиты трёхступенчатая.

Комбинированный расцепитель допускает ступенчатую регулировку номинального тока расцепителя Iнрасц(ток срабатывания защиты от перегрузки соответствует току 1,25 Iнрасц ) тока срабатывания отсечки Iсо, времени срабатывания защиты от перегрузки tсп при токе 6·Iнрасц, времени срабатывания отсечки tсо .

Выбор автоматических выключателей :

1.по условиям нормального режима

UнвUср.н (9.44), [8]

Uнв - номинальное напряжение выключателя

2.по условию соответствия максимальному рабочему току Iраб.max

Iнрасц Iраб.max (9.45), [8]

Iрасц - номинальный ток расцепителя.

3.по условию стойкости при КЗ

Выключатели выбираются так, чтобы значение ПКС, электродинамической и термической стойкости выключателей были не менее соответствующих параметров КЗ в месте их установки.

ПКС- предельная коммутационная способность

Iк maxIном откл

Iном откл- номинальный ток отключения аппарата, кА

4.По условию селективности ток срабатывания отсечки автоматических выключателей отходящих линий 0,4 кВ не должен превышать значение:

IcoIk(1)/kч (9.46), [8]

Ik(1)- ток однофазного КЗ

kч =3- коэффициент чувствительности защиты принимается равным 3

Выбираем выключатель на отходящих от ТП6 линиях:

Выбираем выключатель ВА5137 с параметрами:

Iн.а.=400 А, Iн.р.=400 А, =10, =1,25, ПКС=25 кА, tс.п.=4 с (9.47), [8]

Условия нормального режима работы:

Iн.р.=400 АIраб.=270 А (9.48), [8]

Проверка на коммутационную способность:

Iном.отк=25 кА=2,79 кА (9.49), [8]

Выбор уставок расцепителя:

kр·IсоIпик·kн (9.50), [8]

где kр=0,8коэффициент разброса защитной характеристики,

Iсоток срабатывания отсечки,

Iпикпиковый ток; т. к. на линии Л2 отсутствуют двигатели Iпик= Iраб.=270

kн=1,2коэффициент надёжности.

kр·Iсо=0,8·4000=3200АIпик·kн=270·1,2=324А (9.51), [8]

- условие выполняется

Iсп=1,25· Iн.р.=1,25·400=500А (9.52), [8]

=условие выполняется. (9.53), [8]

Проверка на чувствительность к однофазному току к.з.:

условие выполняется. (9.54), [8]

где: Iк1ток однофазного к. з. в конце линии Л2 (в самой удалённой точке).

Выбранный автомат удовлетворяет всем необходимым условиям.

Выбираем выключатель за трансформатором ТП6:

Выбираем выключатель ВА5341 с параметрами:

Iн.а.=1000 А, Iн.р.=1000 А, =2, =1,25, ПКС=25 кА (9.55), [8]

Условия нормального режима работы:

Iн.р.=1000 АIраб.=540 А (9.56), [8]

Проверка на коммутационную способность:

Iном.отк=25 кА=2,79 кА (9.57), [8]

Выбор уставок расцепителя:

kр·IсоIпик·kн (9.58), [8]

где kр=0,8коэффициент разброса защитной характеристики,

Iсоток срабатывания отсечки,

Iпикпиковый ток; т. к. на линии Л2 отсутствуют двигатели

Iпик= Iраб.=270 А, [8]

kн=1,2коэффициент надёжности.

kр·Iсо=0,8·2000=1600АIпик·kн=540·1,2=648А (9.59), [8]

условие выполняется.

Iсп=1,25· Iн.р.=1,25·1000=1250А (9.60), [8]

= условие выполняется. (9.61), [8]

Проверка на чувствительность к однофазному току к.з.:

условие выполняется. (9.62), [8]

где: Iк1ток однофазного к. з. на шинах низкого напряжения ТП6:

Выбранный автомат удовлетворяет всем необходимым условиям

10. РАСЧЁТ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ

Расчёт для трансформаторной подстанции ТП-6.

Ток однофазного замыкания на землю в электроустановках напряжением выше 1000 В с изолированной нейтралью:

(10.1), [3]

где: U - линейное напряжение

lк = 0,4км - общая длина подключённых к сети кабельных линий

lв = 0км - общая длина подключённых к сети воздушных линий

(10.2), [3]

Заземление располагается с внешней стороны подстанции с расположением вертикальных электродов по периметру.

Сопротивление заземляющего устройства:

, (10.3), [3]

где: Uз - напряжение на заземлителе, согласно ПУЭ Uз = 125 В

В соответствии с ПУЭ Rз для сети до 1 кВ не должно быть больше 4 Ом. Тогда сопротивление искусственного заземлителя Rи, при отсутствии естественных принимается равным допустимому Rз

Rи = Rз = 4 Ом

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 12мм и длиной 5м. Верхние концы электродов располагают на глубине 0,7м от поверхности земли. К ним приваривают горизонтальные электроды стержневого типа из той же стали, что и вертикальные электроды.

Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

(10.4), [3]

(10.5), [3]

где: сУД - удельное сопротивление грунта (суглинок) 100 Ом·м

КП.В и КП.Г - повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле:

(10.6), [3]

Определяем примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом коэффициенте использования КИ.В = 0,59 (отношение расстояния между электродами к их длине равно 1, ориентировочное число вертикальных электродов 10):

(10.7), [3]

Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов:

(10.8), [3]

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:

(10.9), [3]

Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте использования КИ.В.У = 0,78, принятом при N = 10 и a/l = (p/10)/2 = 2,5, где p = 50 м - периметр контура расположения электродов:

(10.10), [3]

Окончательно принимаем к установке 12 вертикальных электродов, расположенных по контуру.

11. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных её элементов. Наиболее опасными и частыми являются КЗ между фазами электрооборудования и однофазные замыкания на землю в сетях с большими токами замыкания на землю, витковые замыкания. Повреждения приводят к нарушению нормальной работы системы, что наносит большой ущерб. При протекании тока КЗ элементы системы подвергаются термическому и электродинамическому воздействию. Для уменьшения размеров аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение повреждённого элемента или сети.

11.1 Расчет защит силового трансформатора ТМ-16000/110

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опасные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждением трансформатора или его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов обусловливает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств. При этом учитываются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «пожар стали» магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятными являются многофазные и однофазные короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания. Значительно реже возникают многофазные короткие замыкания в обмотках. Для групп однофазных трансформаторов они вообще исключены. Защита от коротких замыканий выполняется с действием на отключение поврежденного трансформатора. Для ограничения размеров разрушений целесообразно выполнять ее быстродействующей.

11.1.1 Расчет максимальной токовой защиты (МТЗ) трансформатора ТМ-16000/110

Для защиты трансформатора небольшой и средней мощности от коротких замыканий в его обмотках на выводах и в соединениях до выключателей используют токовую отсечку без выдержки времени и токовую защиту со ступенчатой характеристикой выдержки времени. Защита устанавливается со стороны источника питания непосредственно у выключателя. При этом в зону действия защиты входят трансформатор и его соединения с выключателями. Срабатывая, защита действует на отключение выключателей.

Ток срабатывания МТЗ трансформатора Т1 определяется отстройкой от максимального тока нагрузки протекающего в трансформаторе.

Максимального ток нагрузки протекающий в трансформаторе от которого отстраивается защита, определяется из рассмотрения режима отключения параллельно работающего трансформатора. Оставшийся в работе трансформатор может перегружаться не более чем на 40% своей мощности, тогда максимальный ток нагрузки определяется:

, (11.1), [18]

где: Sн - номинальная мощность трансформатора Т1,16 МВА.

Ток срабатывания МТЗ трансформатора Т1:

, (11.2), [18]

Но т.к. оба трансформатора работают в режиме недозагрузки, то максимальный ток нагрузки трансформатора Т1 можно определять исходя из расчетной мощности, тем самым увеличивая коэффициент чувствительности МТЗ:

(11.3), [18]

Тогда ток срабатывания МТЗ трансформатора Т1:

(11.4), [18]

Коэффициент чувствительности МТЗ трансформатора Т1 определяется как отношение тока двухфазного короткого замыкания за трансформатором к току срабатывания защиты.

Ток трехфазного кроткого замыкания за трансформатором:

(11.5), [18]

где: Xкз = XСнн + XL1нн + XТ1нн = 0,03 + 0,03 + 0,25 = 0,31Ом, (11.6), [18]

XСнн = XС Ч (Uнн/Uвн)2 = 11 Ч (6,5/115)2 = 0,03Ом, (11.7), [18]

XL1нн = XL1 Ч (Uнн/Uвн)2 = 12 Ч (6,5/115)2 = 0,03Ом, (11.8), [18]

XТ1нн = XТ1вн Ч (Uнн/Uвн)2 = 79,40 Ч (6,5/115)2 = 0,25Ом, (11.9)

, (11.10), [18]

Ток трехфазного кроткого замыкания перед трансформатором:

, (11.11), [18]

Ток двухфазного кроткого замыкания перед трансформатором:

, (11.12), [18]

Тогда коэффициент чувствительности МТЗ при полной загрузке трансформатора:

> выбор уставки удовлетворяет требованиям действия защиты. (11.13), [18]

И коэффициент чувствительности МТЗ при недогрузке трансформатора:

> выбор уставки удовлетворяет требованиям действия защиты. (11.14), [18]

Выдержка времени срабатывания МТЗ трансформатора Т1 выбирается из условия селективности на ступень выше наибольшей выдержки времени защит присоединений, питающихся от трансформатора: , (11.15), [18]

где: tсз.МТЗЛ = 0,5с - время срабатывания МТЗ питающейся от трансформатора линии (указано преподавателем).

Дt = 0,5с - ступень селективности.



Рисунок 11.1 Схема МТЗ трансформатора ТМ-16000/110

11.1.2 Расчет дифференциальной защиты трансформатора ТМ-16000/110

Для защиты трансформаторов от коротких замыканий между фазами, на землю и от замыканий витков одной фазы применяется дифференциальная защита. Принцип действия дифференциальной защиты трансформаторов, так же как и дифференциальной защиты линий и генераторов, основан на сравнении величины и направления токов до и после защищаемого элемента. Для лучшей отстройки и выравнивания намагничивающих сил плеч защиты в качестве пускового органа дифференциальной защиты используем реле РНТ - 565.

Определим номинальные рабочие токи на высокой и низкой стороне силового трансформатора, коэффициенты трансформации трансформаторов тока, их схемы соединения и вторичные токи в цепях защиты, результаты сведем в таблицу:

(для лучшей отстройки и выравнивания намагничивающих сил плеч защиты на высокой стороне силового трансформатора устанавливаем трансформатор тока с коэффициентом трансформации 400/5, т.к. при меньшем коэффициенте трансформации выровнять намагничивающие силы плеч защиты невозможно)

Таблица 11.1. Дифференциальная защита трансформатора

Наименование величины	Численное значение для стороны:
	ВН	НН
Первичный ток трансформатора тока, А
Коэффициент трансформации трансформаторов тока	400/5	2000/5
Схема соединения трансформаторов тока	Д	Y
Коэффициент схемы	v3	1
Вторичный ток в плечах защиты, А

Определим токи короткого замыкания на высокой и низкой стороне силового трансформатора:

, (11.16), [18]

, (11.17), [18]

где: Xкз = XСнн + XL1нн + XТ1нн = 0,03 + 0,03 + 0,25 = 0,31Ом, (11.18), [18]

XСнн = XС Ч (Uнн/Uвн)2 = 11 Ч (6,5/115)2 = 0,03Ом, (11.19), [18]

XL1нн = XL1 Ч (Uнн/Uвн)2 = 12 Ч (6,5/115)2 = 0,03Ом, (11.20), [18]

XТ1нн = XТ1вн Ч (Uнн/Uвн)2 = 79,40 Ч (6,5/115)2 = 0,25Ом, (11.21), [18]

(11.22), [18]

Определим первичный ток небаланса без учета составляющей IIIIнб:

, (11.23), [18]

где: kод = 1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока,

kап = 1 - коэффициент апериодической составляющей тока короткого замыкания,

е = 0,1 - десяти процентная погрешность трансформаторов тока,

ДUРПН = 0,1 - половина суммарного диапазона регулирования напряжения силового трансформатора на стороне ВН.

Определим предварительно, без учета IIIIнб значение тока срабатывания защиты:

по условию отстройки от тока небаланса: , (11.24)

по условию отстройки от броска тока намагничивания: . (11.25), [18]

Проводим предварительную проверку чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия. При двухфазном коротком замыкании в точке К2 ток проходит повреждения проходит через трансформаторы тока стороны 110 кВ, соединенные в треугольник. В этом случае расчетный ток в реле дифференциальной защиты для схемы треугольника с двумя реле определяется:

(11.26), [18]

Предварительный ток срабатывания реле:

(11.27)

Предварительное значение коэффициента чувствительности:

(11.28), [18]

При однофазном коротком замыкании в точке К1 ток повреждения проходит только по одной фазе и, следовательно, по одному из трансформаторов тока стороны 110 кВ.

Поэтому расчетный ток в реле:

(11.29), [18]

Предварительное значение коэффициента чувствительности:

,

поскольку в обоих случаях kч > 2, расчет можно продолжить, дальнейший расчет представим в виде таблицы:

Таблица 11.2. Дифференциальная защита трансформатора

Обозначение величины и расчетное выражение	Числовое значение
(сторона ВН)
щнеосн.расч = Fс.р/Iс.р.неосн	= 100/3,6 = 27,7 вит.
щнеосн (ближайшее меньшее число)	27 вит.
Iс.р.неосн = Fс.р/ щнеосн	= 100/19 = 5,2
(сторона ВН)
(сторона ВН)	= 166Ч115/6,5 = 2936 А
щосн.расч = щнеоснЧI2неосн/I2осн	= 27Ч1,7/3,5 = 13,11 вит.
щосн (ближайшее целое число)	13 вит.
Iнб с учетом IIIIнб	= 140 +91 = 231 А
Iс.з.неосн с учетом IIIIнб	= 1,2Ч231 = 277 А > 166 А
Расчет повторяется для нового значения Iс.з.неосн
(сторона ВН)
щнеосн.расч = Fс.р/Iс.р.неосн	= 100/5,9 = 16,9 вит.
щнеосн (ближайшее меньшее число)	17 вит.
Iс.р.неосн = Fс.р/ щнеосн	= 100/17 = 5,9
(сторона ВН)
(сторона ВН)	= 268Ч115/6,5 = 4741 А
щосн.расч = щнеоснЧI2неосн/I2осн	= 17Ч1,7/3,5 = 8,25 вит.
щосн (ближайшее целое число)	8 вит.
Iнб с учетом IIIIнб	= 140+5,6 = 145,6 А
Iс.з.неосн с учетом IIIIнб	= 1,2Ч145,6 = 174,72 А < 268 А

Окончательно принимаем числа витков:

щосн = щур.I = 8 вит. (сторона НН)

щнеосн = щур.II = 17 вит. (сторона ВН)

Проверка: I2оснЧщосн = I2неоснЧщнеосн; 3,5Ч8 = 1,7Ч17 (11.31), [18]

Определим коэффициент чувствительности при коротком замыкании в точке К2 (при окончательно выбранных числах витков и токе срабатывания реле при прохождении тока короткого замыкания по стороне ВН Iс.р = 100/17 = 5,9 А):

> 2 (11.32), [18] > выбор уставки удовлетворяет требованиям действия защиты.

Дифференциальная защита работает на отключение без выдержки времени, т.е. tс.р = 0с.

Рисунок 11.2 Схема дифференциальной защиты трансформатора Т1

11.1.3 Расчет максимальной токовой защиты нулевой последовательности (МТЗ0) трансформатора ТМ-16000/110

Защита реагирует на ток I0, появляющийся в трансформаторе при внешних коротких замыканиях (однофазных и двухфазных на землю) и коротких замыканиях в трансформаторе. Она устанавливается со стороны обмотки высшего и среднего напряжения, если последние соединены по схеме звезды и работают с глухозаземленной нулевой точкой. Защита имеет два варианта исполнения, в обоих случаях защита состоит из токового реле, включенного на ток нулевой последовательности I0, который получается либо от трехтрансформаторного фильтра нулевой последовательности, либо от трансформатора тока, включенного в провод, связывающий нейтраль трансформатора с землей.

Для обеспечения селективности защита выполняется с реле времени.

Ток срабатывания МТЗ0 определяется отстройкой от тока небаланса протекающего в нулевом проводе: (11.33), [18]

Ток небаланса: , (11.34)

где: kод = 1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока,

kап = 1,1 - коэффициент апериодической составляющей тока короткого замыкания,

е = 0,1 - десяти процентная погрешность трансформаторов тока.

Ток срабатывания реле:

(11.35), [18]

Коэффициент чувствительности МТЗ0 трансформатора Т1 определяется как отношение тока короткого замыкания на землю току срабатывания защиты:

(11.36), [18] > выбор уставки удовлетворяет требованиям действия защиты.

Выдержка времени МТЗ0 трансформаторов выбирается из условия селективности с защитами присоединений, отходящих от шин станции, со стороны которых она установлена.

Время срабатывания МТЗ0 tс.з.МТЗ0Т1 = 0с.



Рисунок 11.3 Схема МТЗ0 трансформатора ТМ-16000/110.

11.1.4 Земляная защита трансформатора ТМ-16000/110

Земляная защита трансформатора реагирует на появление напряжения нулевой последовательности U0, возникающего на зажимах трансформатора при замыканиях на землю. Схема представляет собой включенное в фильтр нулевой последовательности реле напряжения, реагирующее на U0. В качестве фильтра обычно служит трансформатор напряжения с соединением первичной обмотки в звезду, а вторичной - в разомкнутый треугольник.

Напряжение срабатывания реле напряжения определяется отстройкой от напряжения небаланса:

Uс.р = kн Ч Uнб = 1,2 Ч 10 = 12В, (11.37), [18]

где: kн =1,2 - коэффициент надежности,

Uнб = 8 - 10В - определяется эмпирически.

Земляная защита может работать с выдержкой времени, тогда в цепь защиты устанавливают реле времени.



Рисунок 11.4 Схема земляной защиты трансформатора ТМ-16000/110

11.1.5 Газовая защита трансформатора Т1

Газовая защита является обязательной на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше. Действие газовой защиты основано на том, что при витковых замыканиях, а также при любых местных повышениях температуры внутри бака трансформатора, которые вызывают разложение масла и органической изоляции, происходит выделение газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения, поэтому защита выполняется с действием на сигнал при медленном газообразовании; при бурном газообразовании, что имеет место при коротком замыкании, происходит отключение трансформатора.

Кроме того, защита действует на сигнал или отключение при опасном понижении уровня масла.

Газовая защита выполняется с помощью специальных газовых реле, устанавливаемых в маслопроводе между баком и расширителем трансформатора. Реле подразделяются на поплавковые BQ - 80/P и чашечные РГЧЗ - 66. Время отключения, т.е. срабатывания реле, находится в пределах 0,1 - 0,3с.

Выбор автоматических выключателей:

Условия выбора автоматов:

по номинальному напряжению;

по номинальному длительному току.

 (11.38), [18]

Выбираем автомат серии «Электрон» типа Э40 с UH = 0,38кВ; IН = 5000А; Iн.откл =70 кА. Условия проверки выбранного выключателя:

Проверка на отключающую способность:

Iоткл > (11.39), [18]

где: Iоткл - ток автомата по каталогу, кА

- 3-фазный ток в установившемся режиме, кА

70кА > *9,63 кА = 13,61 кА (11.40), [18]

Рисунок 11.5. Схема АВР секционного выключателя U=6 кВ и её принцип действия.

Схема используется для резервирования двух трансформаторной подстанции, каждый из трансформаторов работает на свою систему шин. Может применяться для резервирования питающих линий.

В нормальном режиме Q3 отключен, при исчезновении напряжения на одной из секций Q3 должен включиться. При исчезновении напряжения на первой секции сборных шин, замыкается размыкающий контакт реле минимального напряжения KV1. Питание подаётся на катушку реле времени KT1 от трансформатора TV2. В этом случае выключатель Q1 включен и его вспомогательный контакт замкнут. Через установленный промежуток времени замыкается KT1 в цепи питания отключающего электромагнита YAT1, в результате этого происходит отключение Q1. После отключения Q1, замыкаются его вспомогательные контакты 2 и 3, и от трансформатора напряжения TV2 подаётся питание на электромагнит YAC секционного выключателя Q3 и следовательно он включается. При исчезновении напряжения на второй секции шин схема работает аналогично. При включении Q3 на устойчивое короткое замыкание, срабатывает МТЗ без выдержки времени, действующая на отключающий электромагнит YAT3.

11.2 Расчёт защиты кабельной линии напряжением 6 кВ.

На кабельных линиях напряжением 6 кВ с изолированной нейтралью должны быть:

· защита от междуфазных коротких замыканий;

· однофазных коротких замыканий.

На одиночных линиях с односторонним питанием для защиты от многофазных коротких замыканий применяется двухступенчатая токовая защита, состоящая из токовой отсечки и МТЗ.

Для защиты от междуфазных коротких замыканий применяется схема соединения трансформаторов тока в неполную звезду.

11.2.1 Защита от междуфазных коротких замыканий

Рисунок 11.6. Схема защиты от междуфазных коротких замыканий.

Токовая отсечка.

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока короткого замыкания на стороне низкого напряжения трансформатора.

(11.41), [18]

где: Котс - коэффициент отстройки защиты, принимаем равным 1,2

- максимальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания на стороне НН.

(11.42), [18]

где: - максимальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания конце защищаемой линии.

Кт- коэффициент трансформации, Кт=6/0,4=15

(11.43), [18]

(11.44), [18]

Проверяем чувствительность защиты при 2х фазном КЗ в конце линии.

(11.45), [18]

(11.46), [18]

(11.47)

(11.48), [18]

, что удовлетворяет требованиям ПУЭ

Максимальная токовая защита:

Ток срабатывания МТЗ отстраивается от максимального тока нагрузки в послеаварийном режиме.

(11.49), [18]

где: - максимальный рабочий ток в послеаварийном режиме.

- коэффициент надёжности, принимаем равным 1,2

- коэффициент возврата, принимаем равным 0,8

(11.50), [18]

Проверяем чувствительность защиты при 2х фазном КЗ в конце основной зоны защиты.

>1,5 (11.51), [18]

Защита обладает требуемой чувствительностью к минимальным токам КЗ.



Рисунок 11.7 Защита кабельной линии 6 кВ от однофазных замыканий на землю.

Первичный ток срабатывания защиты выбираем из условия несрабатывания защиты от броска собственного емкостного тока линии, при внешнем (за спиной) перемежающемся замыкании на землю:

, (11.52), [18]

где: KОТС - коэффициент отстройки защиты, KОТС = 1.1 1.2;

KБ - коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока, KБ = 2 2.5;

IC - собственный емкостный ток линии, включая емкостный ток сети, получающей питание по защищаемой линии. Для кабельной линии:

IC = IC0 m l, (11.53), [18]

где IC0 =(UНОМ, F(мм2)) - емкостный ток 1 (км) кабеля, принимаем

IC0 = 0.52 (A/км).

m - число параллельных кабелей в линии, m = 1;

l - длина линии, l = 0.1 (км);

IC = 0.52 0.1 1 = 0.052 (A); (11.54), [18]

IСР.З.РАСЧ. = 0.52 1.2 2.5 = 1,56 (A), (11.55), [18]

Коэффициент чувствительности защиты (с учетом 30 разброса):

(11.56), [18]

где IC.З. MIN - наименьшее реальное значение суммарного емкостного тока замыкания на землю, IC.З. MIN = 9.873 (А) расcчитан в разделе “Заземление электроустановок”;

IL - значение тока, на который настроен дугогасящий реактор, в сети с изолированной нейтралью IL = 0;

KЧ = 48 2, (11.57), [18]

Так как KЧ 2, то рекомендуется перейти на более грубую уставку.

Принимаем IСР.З. = 3 (А), тогда

KЧ = 2,51 (11.58), [18]

что удовлетворяет требованиям ПУЭ.

11.2.2 Защита нулевой последовательности

Данная защита предусматривается для отключения присоединения при однофазных коротких замыканиях на стороне низкого напряжения и осуществляется путем включения трансформатора тока в нейтраль силового трансформатора. Защита нулевой последовательности представлена на рисунке



Рисунок 11.8. Защита нулевой последовательности.

Ток срабатывания реле выбирается по условию надежной отстройки от максимально допустимого тока в заземленной нейтрали обмотки низкого напряжения трансформатора, составляющего при схеме соединения обмоток

Д / У0 , 75.

Ток срабатывания защиты:

(11.59), [18]

где KОТС = (1.1 1.2) ;

KД кратность допустимого тока в нейтрали, KД = 0.75

IНОМ.т номинальный ток обмотки НН трансформатора.

IНОМ.т = 909 (A);

KП коэффициент учитывающий возможную аварийную кратковременную перегрузку трансформатора по ГОСТ 14209-85 , KП = 1.4 ;

IСР.З = 1.1 0.75 909 1.4 = 1050 (А); (11.60), [18]

Коэффициент чувствительности защиты:

; (11.61), [18]

I(1)КЗ.MIN минимальное значение тока короткого замыкания на сборных шинах 0.4 (kВ) подключенных к выводам защищаемого трансформатора, или непосредственно за автоматическим выключателем ввода.

I(1)КЗ.MIN = 2391 (A) ;

; (11.62), [18]

KЧ = 2,27, что удовлетворяет требованиям ПУЭ.

11.3 Защита трансформаторов 6/0,4 кВ

11.3.1 Защита трансформаторов 6/0,4 плавкими предохранителями

Выбираем плавкий предохранитель ПКТ102-6-80-20У3 (кварцевый для защиты трансформаторов):

Uном =6 кВ; Iоткл.ном=20 кА.

Ток плавкой вставки определяется отстройкой от бросков тока намагничивания трансформатора:

Iн.в 2·Iном.тр, (11.63), [18]

где Iном.тр номинальный ток трансформатора, А.

А (11.64), [18]

Iн.в 2·Iном.тр=2·38,5=76 А (11.65), [18]

Принимаем плавкую вставку на номинальный ток Iн.в=80 А.

Проверка по отключающей способности:

Iп =4,82 Iоткл.ном=12,5 кА, [18]

11.3.2 Газовая защита

Для защиты от внутренних повреждений трансформатора, а также для защиты трансформатора при недопустимом понижении уровня масла, применяется газовая защита. Газовая защита обладает высокой чувствительностью, имеет небольшое время срабатывания и проста в исполнении.

Основным (измерительным) органом газовой защиты является газовое реле, которое устанавливается в трубопроводе между баком трансформатора и расширителем.

Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это даёт возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или на отключение. При малых повреждениях защита подаёт сигнал; при более серьёзных повреждениях, сопровождающимися движением масла защита действует на отключение. При толчках масла для обеспечения продолжительности импульса, достаточной для отключения выключателя, применяется схема, обеспечивающая самоудержание контактов выходного промежуточного реле.

Для предупреждения неправильного отключения трансформатора отключающая цепь защиты после доливки масла или включения нового трансформатора переводится на сигнал до тех пор, пока не прекратиться выделение воздуха.

12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

12.1 Эксплуатация электрооборудования. Система управления электрохозяйством

Эксплуатация электроустановок осуществляется в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» При особых категориях производства и для специальных электроустановок разрабатываются местные инструкции, которые утверждаются руководством вышестоящей организации и согласовываются с технической инструкцией профсоюза и энергоснабжающей организацией. Под эксплуатацией электрооборудования понимается его обслуживание, проведение профилактических ремонтов и испытаний, которые обеспечивают его бесперебойную и эффективную работу. В микрорайоне применена децентрализованная система эксплуатации. Децентрализованная система эксплуатации и ремонта электрооборудования состоит в том, что межремонтное обслуживание и малые ремонты производят на подстанциях и в местах повреждений.

Эксплуатация внутримикрорайонных электроустановок включает в себя: осмотры, профилактические испытания и малые ремонты , проверку установок в отношении пожарной безопасности, технический учет эксплуатации (в том числе учет аварийности и простоев электроустановок) выполняют ответственные лица.

Эксплуатация установок (подстанции, электрические сети вне жилых и общественных зданий и т.п.) включая осмотры, профилактические испытания, малые, средние и капитальные ремонты, технический учет эксплуатации электроустановок выполняют главный энергетик или лицо, его заменяющее.

Составление электрических схем, инструкций по эксплуатации, обработку данных эксплуатации, разработку норм удельного расхода электроэнергии и контроль за их выполнением, составление планов и отчетов по расходу электроэнергии, установление режимов работы электроустановок и контроль за их соблюдением, составление энергобаланса по всему микрорайону выполняет отдел главного энергетика.

На трансформаторных подстанциях обслуживание производится без постоянного дежурного персонала. При этой форме обслуживания надзор подстанций осуществляется персоналом, который лишь периодически осматривает установку во время обходов. Ликвидация аварий и ремонт электрооборудования производят централизованно и с помощью аварийных и ремонтных бригад. Повышение надежности питания подстанций без постоянного обслуживающего персонала достигается применением устройств автоматики. В связи с этим на трансформаторных подстанциях применяется автоматизация.

Надежную и бесперебойную работу электроустановок и сетей достигают организацией и проведением планово-предупредительных ремонтов и профилактических испытаний. Сущность системы планово-предупредительных ремонтов заключается в том, что каждый агрегат, трансформатор и все электрооборудование подвергается через определенные промежутки времени плановым профилактическим осмотрам и различным видам ремонтов. Длительность этих промежутков определяется особенностями конструкции агрегатов, его техническим значением и условиями эксплуатации. Система планово-предупредительных ремонтов включает в себя два вида работ: периодическое выполнение плановых ремонтов и межремонтное обслуживание.

Результаты осмотров ,испытаний и ремонтов оформляются протоколами и записями в паспортах. На объектах без постоянного дежурного персонала осмотр без отключения распределительных устройств производится не реже одного раза в месяц. На трансформаторных подстанциях не реже одного в шесть месяцев.

После отключения короткого замыкания производится внеочередной осмотр.

На объектах без дежурного персонала внеочередной осмотр производится в соответствии с местными инструкциями в зависимости от мощности короткого замыкания и состояния оборудования.

12.2 Эксплуатация трансформаторных подстанций

12.2.1 Общие требования к эксплуатации трансформаторов

Из-за отсутствия вращающихся частей силовые трансформаторы надежны в работе, но, так же как и в другом электрооборудовании, в них при эксплуатации могут иметь место аварии (междуфазные КЗ, витковые замыкания и т.д.) и ненормальные режимы работы (недопустимая перегрузка, повышение температуры масла и т.д.).

Для обеспечения длительной надежной эксплуатации трансформаторов необходимо:

-соблюдение температурных и нагрузочных режимов, уровней напряжения;

-строгое соблюдение норм на качество и изолирующие свойства масла;

-содержание в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования напряжения, защиты масла и др.

трансформаторы должны устанавливаться в соответствии с требованиями действующих ПУЭ.

Персонал, обслуживающий системы электроснабжения промышленных предприятий, должен не только в совершенстве знать эксплуатируемое электрооборудование, но и уметь своевременно обнаружить нарушения нормального режима, которые могут возникнуть в процессе его работы.

Основные требования, предъявляемые к силовым трансформаторам в условиях эксплуатации, состоят в следующем:

1.Трансформатор должен обеспечивать надежное электроснабжение потребителей (предприятие, цех и т.д.). это положение при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий обеспечивается правильным, технически и экономически обоснованным выбором числа и мощности трансформаторов для главных понизительных и цеховых подстанций с учетом категории потребителей. В эксплуатации же это положение обеспечивается ведением технически правильного режима работы трансформаторов и соответствующим надзором за их состоянием, а также применением автоматического включения резерва (АВР).

2.Режим работы трансформатора должен быть экономически целесообразным. Это положение определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности в силовых трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки, и достигается соответствующей загрузкой трансформатора, устранением ХХ трансформатора, отключением трансформаторов, работающих с малой загрузкой, и т.д. Ведение экономически целесообразного режима работы возлагается на оперативный и технический персонал отдела главного энергетика или главного инженера промышленного предприятия.

3.Установка трансформатора должна обеспечивать в условиях эксплуатации его пожаробезопасность. Выполнение этого условия зависит от соблюдения норм и правил его эксплуатации, например, наличие слива масла в случае его возгорания, наличие специальных ям с гравийным заполнителем и т.д.

4.Трансформатор должен иметь соответствующие виды защит от различных видов повреждений и ненормальных режимов работы (от внутренних повреждений, многофазных КЗ в обмотках и на их выводах, сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними КЗ или возможными перегрузками, от понижения уровня масла и т.п.).

На баки однофазных трансформаторов должна быть нанесена расцветка фаз. На баках трехфазных трансформаторов и на баках средних групп однофазных трансформаторов должны быть сделаны надписи, указывающие мощность и порядковые подстанционные номера трансформаторов.

На дверях трансформаторных пунктов и камер укрепляются предупреждающие плакаты установленного образца и формы. Двери запираются на замок.

Вновь устанавливаемые трансформаторы при отсутствии соответствующего указания завода-изготовителя могут не подвергаться внутреннему осмотру со вскрытием. Осмотр со вскрытием необходим при наружных повреждениях, допущенных при транспортировании или хранении и вызывающих предположение о возможности внутренних повреждений.

Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от «пожара стали» магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали. Трансформаторы, оборудованные устройством газовой защиты, устанавливаются так, чтобы крышка имела подъем по напряжению к газовому реле не менее 1-1,5%, а маслоотвод от трансформатора к расширителю - не менее 2-4%. Выхлопная труба снабжается мембраной и соединяется с верхней частью расширителя. На маслопроводе между расширителем и газовым реле устанавливается кран.

При обслуживании трансформаторов обеспечиваются удобные и безопасные условия наблюдения за уровнем масла, газовым реле. А также для отбора проб масла.

На всех маслонаполненных трансформаторах, оборудованных расширителем, устанавливаются термометры для измерения температуры масла.

Трансформаторы с совтоловым наполнением для контроля за давлением внутри бака оснащаются мановакуумметрами и реле давления, срабатывающими при давлении внутри бака выше 600 кПа (6 кгс/см2).

Обслуживающий персонал ведет постоянное наблюдение за показаниями мановакуумметров, снижая нагрузку трансформаторов при увеличении давления выше нормы, равной 50 кПа (0,5 кгс/смІ).

При наличии под трансформаторами маслоприемных устройств дренаж от них и маслопроводы необходимо содержать в исправном состоянии в соответствии с требованиями действующих ПУЭ.

Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей определяется количество одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных сетях напряжением 20 кВ включительно проводятся измерения нагрузок и напряжений трансформаторов не реже 2 раз в год - период максимальных и минимальных нагрузок.

12.2.2 Надзор и уход за трансформаторами

По характеру обслуживания трансформаторов различают два основных вида подстанций: с постоянным дежурным персоналом (большинство главных понизительных подстанций) и без постоянного дежурного персонала (цеховые трансформаторные подстанции).

На каждый трансформатор подстанции должна быть заведена документация, содержащая:

-формуляр, высылаемый заводом-изготовителем в составе эксплуатационной документации;

-копии протоколов заводских испытаний или технической характеристики, заводские инструкции;

-протоколы испытаний (приемосдаточные, после капитальных и текущих ремонтов), в том числе протоколы испытаний комплектующих частей, вводов, устройств РПН, встроенных трансформаторов тока и др.;

-протоколы сушки трансформатора;

-акты приемки после монтажа и ремонта;

-протоколы испытаний масла;

-акты о повреждениях трансформатора.

В формуляр документации заносят данные, характеризующие условия эксплуатации трансформатора.

Контроль за нагрузкой трансформатора осуществляют по показаниям амперметров и иногда ваттметров. Контроль должен быть организован так, чтобы исключалась работа трансформатора с превышением нормированных значений тока, напряжения и температуры. На подстанциях с дежурным персоналом запись показаний приборов производят каждый час и фиксируют в эксплуатационной документации (при работе с перегрузкой каждые 30 минут фиксируют значение и длительность перегрузки). На подстанциях без постоянного дежурного персонала периодичность наблюдений определяется, исходя из местных условий; о загрузке трансформатора судят по показаниям и путем специальных замеров в часы максимума нагрузки.

Важным элементом контроля является измерение температуры в трансформаторе. Показания термометров дают возможность вовремя обнаружить нарушения в системе охлаждения, а также внутренние повреждения трансформаторов. Контроль за температурой обмоток осуществляют косвенными методами, т.е. о температуре обмоток судят по температуре масла. Предельная допустимая температура верхних слоев масла трансформатора равна 95єС (при температуре охлаждающего воздуха 35єС). Наблюдение за температурой масла ведут с помощью ртутных термометров, помещенных в верхний слой трансформаторного масла (для трансформаторов малой мощности). Для трансформаторов большей мощности применяют манометрические термометры. Показания температуры верхних слоев масла заносят в эксплуатационную документацию через час у трансформаторов с дистанционным измерением температуры, у всех прочих - при очередных осмотрах.

Для своевременного обнаружения неисправностей и для предупреждения аварий все трансформаторы подвергают периодическим внешним осмотрам. Сроки периодичности внешних осмотров зависят от типа установки, мощности и назначения трансформаторов.

Работающие трансформаторы следует осматривать с соблюдением правил техники безопасности, т.е. не приближаться на опасное расстояние к частям, находящимся под напряжением.

В установках с постоянным дежурным персоналом или с местным персоналом осмотры производят не реже 1 раза в сутки. Кроме того, не реже 1 раза в неделю производят дополнительный осмотр трансформатора ночью, в темноте, для проверки отсутствия коронирования у изоляторов напряжением 110 кВ м выше и перегрева и перегрева стыковых соединений шин. В установках без постоянного дежурного персонала осмотры производят не реже 1 раза в сутки. В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки осмотров могут быть изменены главным инженером предприятия.

При периодических осмотрах трансформаторов следует проверять:

-состояние фарфоровых изоляторов и покрышек вводов (определяя наличие или отсутствие трещин, сколов фарфора, загрязнений, течи масла через уплотнения);

-отсутствие протекания масла и механических повреждений на трансформаторе и его узлах;

-целость и исправность измерительных приборов (манометров в системе охлаждения, термосигнализаторов и термометров), маслоуказателей, газовых реле, положение автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;

-состояние фланцевых соединений маслопроводов системы охлаждения, бака и всех других узлов (вводов, термосифонных фильтров, устройств РПН);

-исправность действия системы охлаждения и нагрев трансформатора по показаниям приборов;

-уровень масла в расширителе бака и расширителях вводов;

-давление масла в герметичных вводах;

-отсутствие постороннего шума в трансформаторе.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора не должен быть ниже отметки указателя уровня, соответствующей температуре воздуха в данный момент. В работающем трансформаторе уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла.

Степень охлаждения масла у трансформатора с масляно-водяным охлаждением контролируют по разности температур масла на входе и выходе из охладителя. При номинальной нагрузке трансформатора разность температур должна быть не менее 10єС. в противном случае необходимо принять меры для формировки охлаждения.

При работе трансформатора, имеющего охлаждение с принудительной циркуляцией масла (ДЦ или Ц), при осмотрах контролируют по манометрам давление масла и воды в системе охлаждения.

При резком снижении температуры окружающего воздуха проводят внеочередные осмотры трансформаторов наружной установки (проверка уровня масла, состояние вводов, системы охлаждения). Указанные осмотры проводит дежурный персонал. Кроме того, трансформаторы должны периодически (не реже 1 раза в 10 дней) осматриваться более квалифицированным персоналом, отвечающим за эксплуатацию системы электроснабжения предприятия в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером или энергетиком предприятия.

Внеочередные осмотры обязательны при появлении сигнала газового реле.

В помещениях, где находятся трансформаторы, проверяют состояние дверей, оградительных сеток, вентиляции, освещения, противопожарных средств.

В эксплуатации систем электроснабжения наличие на предприятии не более двух-трех стандартных мощностей основных трансформаторов, не считая вспомогательных, ведет к сокращению складского резерва и облегчает замену поврежденных трансформаторов.

Электрическое оборудование на подстанциях (трансформаторы, коммутационные аппараты, токоведущие части и т.д.) может находиться в состоянии работы, ремонта, резерва (ручного или автоматического). Оперативное состояние оборудования зависит от положениях всех тех коммутационных аппаратов, которые предназначены для его включения и отключения.

Оборудование считается находящимся в работе, если коммутационные аппараты в его цепи включены и образована замкнутая электрическая цепь между источником питания и приемником электроэнергии.

Если оборудование отключено коммутационными аппаратами и подготовлено в соответствии с требованиями ПТБ к производству работ, то независимо от выполнения на нем ремонтных работ в данный момент оно считается находящимся в ремонте.

В состоянии резерва оборудование может быть как без напряжения, так и под напряжением, если оно включено или связано токоведущими частями с источником напряжения с какой-либо одной (например, трансформаторов на ХХ) или двух сторон (например, отключаемые секционный выключатель). Оборудование, находящееся в состоянии резерва, допускает немедленное (без осмотра) включение в работу коммутационными аппаратами. Если оборудование отключено только выключателями или отделителями, имеющими автоматический привод на включение, и может быть введено в работу действием АВР, оно считается находящимся в автоматическом резерве.

Переключения в электрических схемах распределительных устройств ТП должны производиться по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного персонала (или старшего электрика), в управлении или ведении которого находится данное оборудование, в соответствии с установленным на предприятии режимом: по устному или телефонному распоряжению с записью в оперативном журнале.

При не терпящих отлагательства несчастных случаях с людьми, пожаре, стихийном бедствии, а также при ликвидации аварии в соответствии с инструкциями допускается производство переключений без ведома вышестоящего дежурного, но с последующим его уведомлением и записью в оперативном журнале.

Список лиц, имеющих право производить оперативные переключения, утверждается ответственным за электрохозяйство.

На электрических установках, имеющих действующие устройства блокировки разъединителей от неправильных операций, в том числе в КРУ и КТП, а также все операции на щитах и сборках напряжением до 1 кВ разрешается выполнять дежурному персоналу или оперативно-ремонтному персоналу единолично, независимо от порядка оперативного обслуживания данных электроустановок.

Простые переключения в схемах электрических установок напряжением выше 1 кВ, а также сложные переключения в распределительных устройствах (РУ), оборудованных полностью блокировочными устройствами от неправильных операций с разъединителями, производят без бланков, но с записью в оперативном журнале.

В схемах электрических установок напряжением выше 1 кВ, когда РУ не оборудованы или оборудованы не полностью блокировочными устройствами от неправильных операций с разъединителями, сложные переключения производят по бланкам переключений с записью в оперативном журнале.

Переключения при ликвидации аварий производят без бланков с последующей записью операции в оперативном журнале.

Отключение намагничивающего тока трансформаторов с дугогасящими катушками в нейтрали разрешается производить только после отключения этих катушек.

Максимальный отключаемый намагничивающий ток трансформатора должен определяться из условий допустимого в эксплуатации повышения напряжения до 105% напряжения, соответствующего данному ответвлению, с учетом того, что при этом напряжении намагничивающий ток увеличивается в 1,5 раза от своего номинального значения.

Операции с коммутационными аппаратами, установленными в одной электрической цепи, выполняют в последовательности, определяемой назначением этих аппаратов и безопасностью операций для выполняющих переключения.

При операциях отключения и включения электрических цепей необходимы проверочные действия или выполнение так называемых проверочных операций. Цель их заключается в том, что каждый раз проверять режимы работы, действительные положения коммутационных аппаратов, заземляющих ножей, отсутствие напряжения на токоведущих частях перед их заземлением и т.д.

Отключение трехобмоточного трансформатора производят в следующей очередности: отключают выключатели со стороны низшего, среднего и высшего напряжений, отключают трансформаторные и шинные разъединители сначала со стороны низшего напряжения, а затем в той же последовательности со стороны среднего и высшего напряжений. Для включения трехобмоточного трансформатора необходимо включить шинные и трансформаторные разъединители с каждой из трех сторон, затем включить выключатели высшего, среднего и низшего напряжений.

12.2.3 Эксплуатация трансформаторного масла

Состояние масла в трансформаторе характеризует состояние самого трансформатора, поэтому при эксплуатации систем промышленного электроснабжения производят надзор за состоянием масла.

Трансформаторы мощностью 160кВМА и более, а также маслонаполненные вводы должны работать с постоянно включенной системой защиты масла от увлажнения и окисления (термосифонными или адсорбционными фильтрами и воздухоосушителями или с азотной, пленочной или другой защитой) независимо от режима работы трансформатора.

При эксплуатации трансформатора под влиянием температуры и воздействия кислорода воздуха трансформаторное масло теряет свои первоначальные свойства. Происходит полимеризация масла, т.е. явления старения и окисления масла. Старение масла сопровождается выпадением шлама, которые заполняет каналы между витками и слоями обмоток, служащие для циркуляции и охлаждения масла.

Трансформаторное масло в условиях эксплуатации должно обладать следующими показателями:

1.Плотность масла должна быть 0,896. Это требование обусловлено тем, чтобы выделяющаяся в трансформаторе в результате химических реакций и попадающая из атмосферы влага всегда находилась на дне и не снижала электрическую прочность масла.

2.Вязкость масла при температуре 50єС должна быть равна 1,9 по Энглеру. Чем меньше вязкость масла, тем лучше условия охлаждения трансформатора.

3.Температура вспышки масла должна быть 140єС. за температурой вспышки в эксплуатации необходимо тщательно следить, так как снижение температуры вспышки масла характеризует аварийные процессы в трансформаторе. Если температура вспышки масла уменьшилась, то следует произвести очистку масла, регенерацию его или заливку трансформатора новым маслом. В случае снижения температуры вспышки масла и после принятых мер необходимо вскрыть и осмотреть трансформатор.

4.Температура застывания масла, зависящая от марки масла, должна указываться в заводской документации на трансформатор.

5.Механические примеси в масле должны отсутствовать.

6.Появление зольности (шламов) свидетельствует о старении масла, и в этом случае необходима замена масла или его регенерация.

7.Органические низкомолекулярные кислоты, вредно влияющие на бумажную изоляцию, в эксплуатации не должны превышать 0,4%. При превышении указанного предела следует заменить масло или его регенерировать.

8.Электрическая прочность масла, являющаяся особо важным показателем и частично зависящая от перечисленных показателей, должна соответствовать норме. Масло трансформатора, служащее теплопередающей средой, одновременно должно обеспечивать надежную изоляцию обмоток и выводов трансформатора.

По мере старения масла его плотность, вязкость и температура застывания увеличиваются, а электрическая прочность уменьшается.

В трансформаторах под влиянием кислорода воздуха образуются продукты окисления масла, которые не только разрушают изоляцию обмоток, но и служат катализаторами дальнейшего окисления масла. Находящегося в эксплуатации. Следовательно, непрерывное удаление из масла продуктов его старения является особо важной задачей. С этой целью проводят непрерывную автоматическую регенерацию масла, которая заключается в циркуляции масла через адсорбент (силикагель), обладающий способностью поглощать из масла продукты старения и воду.

...