Трансформатор ТРДН 25000/110

1.2.7 Характеристики Т. М.

Физические характеристики.

Вязкость масла является параметром, влияющим на передачу тепла как при естественной циркуляции масла в небольших трансформаторах, так и при принудительной циркуляции с помощью насосов в больших трансформаторах. Динамическая вязкость определяется сопротивлением жидкости в потоке и равна отношению удельного давления к удельному ускорению. Кинематическая вязкость, нормируемая для масла, есть отношение динамической вязкости жидкости к ее удельному весу.

Температура застывания - температура при которой жидкость перестает перемещаться. Этот показатель является мерой текучести при низкой температуре при изменяющихся условиях . Геометрия сосуда, в котором производиться охлаждение, и способ охлаждения для определения этого показателя, стандартизированы.

Температуры вспышки в закрытом тигле - температура при которой пары над поверхностью нагретой жидкости при наличии воздуха могут быть воспламенены. Температура вспышки зависит от давления наиболее горючих составляющих смеси газов. Геометрия сосуда (тигля) - объем пространства с газом, процесс нагревания и воспламенения регламентированы стандартами. Температура вспышки для обычных товарных масел колеблется в пределах 130-170 градусов.

Цвет свежего масла обычно свидетельствует о чистоте очистки. Для масла в эксплуатации высокий или увеличивающийся цветовой показатель свидетельствует о загрязнении или о старении масла, либо о том и другом.

Поверхностное натяжение - это сила в динах на сантиметр, требуемая, чтобы разорвать масляную пленку, существующую на границе раздела масла и воды. При загрязнении масла мылами, краской и продуктами окисления масла, прочность пленки уменьшается. Уменьшение поверхностного натяжения масла в эксплуатации свидетельствует о загрязнении масла или об окислении масла и наличии в масле продуктов окисления.

Химические характеристики.

Химический состав масла, полученного из разных источников, может сильно отличаться. Поскольку состав углеводородов масел весьма сложен, принято условно считать молекулу: нафтеновой, если она содержит хотя бы одно нафтеновое кольцо независимо от алкановых (парафиновых) цепей при отсутствии ароматических циклов и непредельных связей; парафиновой, если она не содержит ни ароматических, ни нафтеновых колец, и непредельных связей. Ароматические углеводороды подразделяются на чисто ароматические с алкановыми цепями, не содержащие нафтеновых циклов, и на нафтеново-ароматические, содержащие кроме ароматических и нафтеновые циклы с алкановыми цепями при ароматических и (или) нафтеновых циклах.



Рисунок 3 - Строение молекул углеводородов Т. М.

На рис. 3 приведено строение молекул углеводородов трансформаторного масла:

а) Парафины - насыщенные углеводороды с линейной или разветвленной цепью без кольцевых структур.

б) Нафтены - насыщенные углеводороды, содержащие одно или несколько колец, каждое из которых может иметь одну или несколько линейных или разветвленных парафиновых цепей.

в) Ароматические углеводороды. Содержащие одно или несколько ароматических ядер, которые могут быть соединены с нафтеновыми кольцами и боковыми парафиновыми цепями.

Кроме перечисленных углеводородных структур в составе масла могут содержаться не углеводородные соединения. Они могут иметь соответствующий углеводородный скелет с одним, двумя, тремя и т. д. атомами серы, кислорода, азота. Определение химического состава масла и его компонент представляет сложную задачу. Поэтому при поставке масла количество химических соединений, содержащихся в масле, обычно не определяют.

1.2.8 Контроль масла в эксплуатации

В течение эксплуатации масло подвергается сложным воздействиям, основными из которых являются:

- термическое воздействие;

- воздействие электрического поля;

- влияние окружающей атмосферы;

- химическое взаимодействие с различными материалами и др.

В результате в масле протекают процессы старения, ухудшающие свойства масла. Поэтому необходим систематический контроль масла и условий его эксплуатации. Методы контроля регламентированы стандартами.

Состояние масла в эксплуатации. Основными компонентами масла, ухудшающими его качество, являются вода, твердые частицы и продукты старения. Влага попадает в масло в результате соприкосновения масла с окружающим воздухом вследствие несовершенства защитных устройств или неисправности, а также вследствие наличия дефектов в уплотнениях.

Механические примеси в виде твердых частиц имеют различное происхождение: Это и целлюлозные волокна, источником которых является твердая изоляция трансформатора, и металлические частицы в виде окалины либо продуктов истирания подшипников насосов охладительной системы, частицы краски и пр.

Продукты старения, растворимые и нерастворимые с течением времени появляются в масле и ухудшают почти все его характеристики.

1.2.9 Защита масла от увлажнения

В трансформаторах со свободным дыханием нагрузка на воздухоосушитель увеличивается с изменением окружающих условий нагрузки трансформатора. Еженедельный контроль осушителя позволяет своевременно обнаружить снижение его эффективности и произвести замену или регенерацию силикагеля.

Работа трансформатора при малых нагрузках или с частыми отключениями, или даже нахождение в отключенном состоянии, но нагреваемого днем солнцем, а ночью охлаждаемого, а также резкий сброс нагрузки в условиях дождя и ветра, могут вызвать насыщение влагой активного вещества осушителя.

Воздухоосушитель представляет собой камеру, содержащую гранулы, абсорбирующие влагу из воздуха. Часть камеры содержит индикаторные гранулы, цвет которых голубой в ненасыщенном состоянии и розовый в насыщенном влагой состоянии. Через индикаторное стекло можно видеть цвет гранул.

Поступление воздуха в надмасленное пространство происходит через осушитель. Обычно в воздухоосушителях применятся гранулы силикагеля. Насыщенный влагой силикагель восстанавливается до рабочего состояния путем сушки в печи при температуре 100-150 градусов.

Рекомендуется заменить силикагель или произвести при изменении цвета его регенерацию при изменении цвета одной трети индикаторного силикагеля. В трансформаторах снабженных пленочной защитой исключается соприкосновение масла с воздухом. Однако в некоторых случаях применяются воздухоосушители, через которые воздушное пространство над пленкой сообщается с окружающей атмосферой. Это позволяет избежать конденсации влаги в расширителе над пленкой.

В трансформаторах с пленочной защитой контроль за сохранением герметизации трансформатора. Герметичность может быть нарушена в случае дефекта уплотнений, например, в малопроводах на всасывающей стороне насосов. Рост газосодержания масла, дегазированного при монтаже трансформатора, может указывать на такой дефект.

1.3 Трансформатор ТРДН-25000/110. Характеристика

трансформатор масло ремонт промышленный

ТРДН-25000/110 - стационарный силовой масляный трехфазный двухобмоточный трансформатор мощностью 25000 кВА напряжением 110 кВ общего назначения с регулированием напряжения под нагрузкой, с системой охлаждения вида «Д». Трансформатор предназначен для преобразования электрической энергии переменного тока класса напряжения 110 кВ в электрическую энергию класса напряжения 6 или 10 кВ низшего напряжения.

Т -- трехфазный;

Р -- расщепление обмотки НН;

Д -- охлаждение с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла;

Н -- регулирование напряжения под нагрузкой; ХХХХХ -- номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

ХХХ -- класс напряжения обмотки высшего напряжения, кВ;

У1 -- климатическое исполнение и категория размещения.

Трансформатор рассчитан на работу в районах с умеренным климатом на открытом воздухе. Климатическое исполнение У, категория размещения 1 по ГОСТ 15150.

1.3.1 Общие данные

Силовой трансформатор трехфазного исполнения с регулированием напряжения под нагрузкой предназначен для работы в электрических сетях общего назначения 110 кВ. Маркировка трансформаторов - по ГОСТ 11677-85.

Конструкция и принцип действия ТРДН. Трансформатор имеет остов с трехстержневой шихтованной магнитной системой, собранной из листов холоднокатаной электротехнической стали. Обмотки из медного провода цилиндрические, размещены на стержнях остова концентрически. Линейные и нейтральный вводы ВН снабжены трансформаторами тока. Бак трансформатора колокольного типа с нижним разъемом снабжается арматурой для заливки, отбора проб, слива и фильтрации масла, подключения системы охлаждения и вакуум-насоса. Регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) осуществляется переключающим устройством в нейтрали обмотки ВН в пределах + 9Ч1,78% номинального напряжения. Для перемещения в пределах подстанции трансформатор по требованию заказчика может быть снабжен поворотными каретками с ребордой. Колея для продольного перемещения -- 1 524 мм, для поперечного -- 2 000 мм. Система охлаждения трансформатора имеет четыре радиатора. Конструкция трансформатора предусматривает возможность его крепления к фундаменту, платформе. Трансформатор снабжен устройством для перекатки в продольном и поперечном направлении. Допускается установка трансформатора непосредственно на фундамент без кареток. Уровень шума на расстоянии 2 м - 64 дБ. Требования безопасности, в том числе пожарной безопасности, соответствуют ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.2.007.2-75, ГОСТ 12.1.004-91. Заземляющие зажимы и знаки заземления выполнены по ГОСТ 21130-75. Трансформаторы заполнены трансформаторным маслом, по физико-химическим показателям не уступающим показателям масла по ГОСТ 10121-76 и ГОСТ 982-80. Защитные покрытия выполнены в соответствии с ГОСТ 11677-85. Качество защитных покрытий трансформатор соответствует классу V по ГОСТ 9.032-74.

Надежность оборудования:

- безотказная наработка на отказ - не менее 25 000 ч;

- вероятность безотказной работы за наработку 8800 ч - не менее 0,995;

- cрок службы до первого капитального ремонта - не менее 12 лет.

- полный срок службы трансформатора - не менее 30 лет.

Показатели надежности соответствуют ГОСТ 11677-85.

Режим работы трансформатора продолжительный на любой ступени напряжения.



Рисунок 4 - Трансформатор ТРДН-25000/110

1. Бак трансформатора; 2. Расширитель; 3. Ввод ВН; 4. Ввод 0 ВН; 5. Ввод НН; 6. Радиатор панельный; 7. Устройство РПН; 8. Шкаф; 9. Реле Бухгольца

1.3.2 Дополнительные показатели, увеличивающие конкурентные преимущества продукции

Преимущества современной конструкции трансформатора включают в себя:

- Более длительный срок службы трансформатора

- Снижение энергетических затрат за счет снижения потерь

- Сокращение выбросов парниковых газов

- Более эффективное использование энергии; более высокая производительность с меньшим использованием энергии.

- Низкий ток холостого хода - 0,5%;

- Низкие потери холостого хода - не более 7,75 кВт;

- Низкие потери короткого замыкания - не более 107 кВт;

- Пониженный уровень шума - 64 дБ.

1.3.3 Комплект поставки трансформатора, запасных частей, расходных материалов и принадлежностей

Габаритный чертеж, схемы устройств, чертежи разводки электрических кабелей в пределах трансформатора входят в комплектную поставку с трансформатором. В комплект трансформаторов входит активная часть в рабочем баке и следующие составные части:

- расширитель с маслоуказателем, газоотводные трубы, газовое реле для защиты трансформаторов и защитное реле для устройства РПН, фильтр, воздухоосушители;

- предохранительный клапан по ГОСТ 12.2.007.2-75;

- поворотные каретки;

- радиаторы с вентиляторами, шкаф автоматического управления системой охлаждения;

- маслопроводы, арматура и контрольно-измерительная аппаратура, устанавливаемая на маслопроводах навесных систем охлаждения и групповых охлаждающих устройств;

- встроенные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001;

- контрольные кабели, коробка зажимов для присоединения контрольных кабелей,

- термометры манометрические;

- вводы в соответствии с ГОСТ 10693-81;

- устройство РПН комплектно с аппаратурой автоматического регулирования согласно ГОСТ 24126-97;

- масло трансформаторное согласно ГОСТ10121-76 и ГОСТ 982-80;

- табличка трансформатора.

1.3.4 Состав технической и эксплуатационной документации

К трансформаторам прилагается техническая документация по ГОСТ 11677-85 и эксплуатационная документация по ГОСТ 2.601-2006.

Эксплуатационная документация, входящая в комплект поставки, содержит:

- паспорт;

- руководство по эксплуатации;

- ведомость эксплуатационных документов (по монтажу, наладке, пуску, сдаче в эксплуатацию, обеспечению правильной и безопасной эксплуатации, технического обслуживания поставляемого оборудования).

1.3.5 Естественная циркуляция масла и принудительная циркуляция воздуха (система Д)

Эта система основана на применении радиаторов, обдуваемых вентиляторами. Вентиляторы создают принудительное движение воздуха со скоростью, значительно большей, чем при естественной циркуляции. Увеличение скорости движения воздуха увеличивает коэффициент теплоотдачи радиатора, поэтому отвод тех же потерь будет происходить при меньшей логарифмической разности температур. При одинаковом значении этой разности теплосъем радиатора увеличивается в 2, 6 раза.

1.3.6 Регулирование под нагрузкой (РПН). Принцип выполнения устройств РПН

Только возможность изменения напряжения без перерыва питания потребителя может быть достаточно оперативным, в частности обеспечить встречное регулирование в энергосистемах и наиболее универсальное регулирование режима в промышленных электроустановках. Поэтому потребность в устройствах регулирования под нагрузкой возникла практически сразу же, как только появились промышленные силовые трансформаторы.

Устройство для переключения под нагрузкой обязательно содержит две токоведущие цепи, причем ни при каких условиях они не должны быть одновременно разомкнуты, напротив, обязательно существует такое промежуточное положение, называемое положением мост, в котором обе эти цепи оказываются замкнутыми одновременно, и два соседних ответвления регулировочной обмотки соединены между собой.

Отечественная электропромышленность начала выпускать трансформаторы с РПН с 1935 г. Но только в последние годы они получили большое распространение и в дальнейшем почти все мощные трансформаторы на 110 Кб и выше будут выполняться с регулированием напряжения под нагрузкой.

Наиболее распространенной является схема со встроенным регулированием. Эта схема (рис. 4, а) в урощенном виде включает в себя силовой трансформатор с регулировочной переключаются под нагрузкой обмоткой, ответвления которой переключаются под нагрузкой при помощи специальной аппаратуры, именуемой устройством РПН, или переключающим устройством. С целью снижения (в 2 раза) расхода материалов на изготовление регулировочной обмотки иногда применяют схемы с ее реверсированием, т. е. переключением ее направления при помощи специального - переключателя (реверсора). Пример такой схемы изображен на рис. 4, б. Однако такие схемы несколько усложняют и удорожают переключающие устройства.



Рисунок 4 - Схемы регулирования напряжения РПН:

а -- встроенная; б -- с реверсированием; 1-- первичная обмотка; 2 -- вторичная обмотка; 3 -- регулировочная обмотка с ответвлениями; 4 -- переключающее устройство; 5 --реверсор

Трансформаторы с РПН вообще имеют значительно большие габаритные размеры, вес и, следовательно, стоимость по сравнению с силовыми трансформаторами с ПБВ той же мощности и на тот же класс напряжения. Увеличение стоимости особенно значительно для трансформаторов меньшей мощности. Так, например, стоимость трансформатора с РПН на 1000 ква и 35 кв примерно в 2,5 раза превышает стоимость такого же трансформатора с ПБВ. При увеличении мощности трансформаторов коэффициент удорожания снижается, так как уменьшается удельная стоимость переключающего устройства по отношению к стоимости активных материалов.

Увеличение стоимости трансформатора с РПН происходит, кроме того, за счет более широкого диапазона регулирования, требующего большей типовой мощности.

Стоимость трансформатора с широкими пределами регулирования напряжения зависит также от того, меняется ли при работе трансформатора напряжение со стороны регулируемой или нерегулируемой обмотки, иными словами, работает ли трансформатор при неизменном значении индукции (когда регулируется обмотка в соответствии с поданным на нее напряжением) или при переменной индукции, когда напряжение меняется на другой, регулируемой обмотке. В последнем случае расход материалов на трансформатор будет больше, так как он должен рассчитываться на наименьшую величину индукции.

Увеличение расхода активных материалов при широких пределах регулирования напряжения и при неизменном значении индукции может быть приблизительно определено следующими величинами: 0,5 п% для обмоточной меди и 0,25 п% для электротехнической стали, где п -- предел регулирования в %.

Если регулирование напряжения производится на стороне нерегулируемой обмотки, т. е. с изменением индукции, то дополнительный расход активных материалов по сравнению с предыдущим случаем увеличивается примерно в 3 раза: 1,5 п% для меди и 0,75 п% для стали. В соответствии с этим увеличится и типовая мощность трансформатора.

В большинстве случаев переключающие устройства включаются в нейтральную точку регулируемой обмотки, благодаря чему устройства имеют наименьший уровень изоляции по напряжению.

Кроме трансформаторов со встроенным регулированием напряжения применяются также регулировочные автотрансформаторы и так называемые вольтодобавочные агрегаты. Последние обычно состоят из двух трансформаторов -- регулировочного и последовательного.

1.3.8 Конструкции вводов

Ниже дается краткое описание конструкций трансформаторных вводов на напряжение 110 кВ и более.

В настоящее время у нас в стране и за рубежом различны фирмы выпускают вводы для трансформаторного оборудования на напряжение 110 кВ и более со следующими видами внутренней изоляции:

- С бумажно - масляной (БМИ или OIP)

- С бумажной, слои бумаги покрыты смолой (RBP)

- С бумажной, слои бумаги пропитаны смолой (RIP)

Последние два вида изоляции называют твердой. Долгое время БМИ применялись во всех вводах на напряжения 110 кВ и более. В последние годы вводы 110 - 220 кВ выполняют преимущественно с твердой изоляцией (RBP и RIP). Во всех случаях для регулирования электрического поля используют системы конденсаторных обкладок, располагаемых в остове ввода. Такие вводы называют конденсаторными.

Вводы с твердой изоляцией. Как и во вводах с БМИ, основу внутренней изоляции составляет изоляционный остов, который выполняется путем намотки слоев или кабельной бумаги, покрытой смолой (RBP - изоляция) или кабельной бумаги с последующей пропиткой смолой (RIP - изоляция). В обоих случаях в остов при намотке закладывают конденсаторные обкладки для регулирования электрического поля. От предпоследней обкладки, как и во вводах с БМИ, делается измерительный вывод. После намотки RBP - остовы проходят термообработку и лакирование, а RIP - остовы - пропитку смолой под вакуумом и процесс отвержения смолы. В результате получаются твердые, механически прочные остовы.

На твердый остов прессовой посадкой устанавливается соединительная втулка. Для обеспечения герметичности соединения остова со втулкой место стыка дополнительно заливается эпоксидной смолой. Верхняя часть остова закрывается фарфоровой покрышкой, на которую сверху устанавливается фланец. Стыки покрышки со втулкой и фланцем уплотняются прокладками из маслостойкой резины. Сжатие прокладок осуществляется с помощью пружинного узла, который обеспечивает стабильное усилие при изменениях температуры от -60 до +120 градусов. Пространство между остовом и фарфоровой покрышкой заполняется специальным твердеющим компаундом или трансформаторным маслом. Герметичность этой полости, заполненной маслом, обеспечивается с помощью специальной мембраны. Нижняя покрышка отсутствует. Герметичность внутреннего объема трансформатора обеспечивается даже при повреждении фарфоровой покрышки.

Нижняя часть ввода с твердой изоляцией на время транспортировки и хранения защищается от увлажнения и механических повреждений полиэтиленовым чехлом и бакелитовым цилиндром.

Трансформаторные вводы с твердой изоляцией выполняются протяжными, то есть присоединение к обмотке трансформатора осуществляется путем протяжки гибкого кабеля через центральную трубу ввода или со штекерным соединением.

По имеющимся данным, RIP - изоляция имеет кратковременную и длительную электрическую прочность, примерно, в 1,5 раза выше, чем RBP - изоляция.

Главное достоинство вводов с твердой изоляцией - резкое снижение опасности возгорания и взрыва при повреждении.

Вводы с изоляцией RIP выпускаются с номинальным напряжением от 110 до 800 кВ.

Вводы с изоляцией RIP имеют лучшие характеристики в части габаритных размеров, электрической и механической прочности, пожаробезопасности и пр. В случае применения полимерной покрышки вместо фарфоровой ввод имеет хорошие характеристики в загрязненной атмосфере за счет гидрофобной силиконовой поверхности покрышки. Эти вводы обладают повышенной сейсмостойкостью. Они имеют хорошие характеристики при работе в установках постоянного тока. Во вводах с полимерной покрышкой заполняется полиуренатом, вспененным элегазом.

Вводы с такой изоляцией обладают также следующими достоинствами: абсолютно сухая, взрыво- и пожаробезопасная, не требующая обслуживания конструкция; стабильность свойств на всем протяжении эксплуатации; высокая трекингостойкость; гидрофобность внешней изоляции, снижающая вероятность перекрытия даже при увлажнении загрязненной изоляции; эластичность полимерной изоляции, снижающая риск повреждений при транспортировке и монтаже; отсутствие ограничений по величине угла установки ввода к вертикали; стойкость к сейсмическим нагрузкам; минимальная масса; экологическая безопасность.

1.3.9 Характеристика

Таблица 3 - Технические характеристики



2. РАСЧЕТНО - ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Подготовка трансформаторов к работе при первом включении и после ремонта

Новый трансформатор или трансформатор, находящийся в эксплуатации, может быть введен в работу после окончания монтажных, наладочных или ремонтных работ на трансформаторе и его оборудовании устройств вторичной коммутации при условии соответствия результатов испытаний трансформатора требованиям РД 16.363-87, инструкций по эксплуатации составных частей трансформатора или ГКД 34.20.302-2002 (после ремонта).

При первом включении трансформатора после монтажа или после ремонта, связанного с отсоединением или заменой цепей вторичной коммутации, необходимо проверить воздействие устройств релейной защиты и автоматики (далее - РЗА) трансформатора на отключение выключателей, установленных в его цепи, и ввести эти устройства в работу согласно местной инструкции по эксплуатации устройств РЗА.

На термометрах манометрических и датчиках температуры выполнить следующие уставки:

- 95 °С - термосигнализатор, который сигнализирует о граничной температуре верхних слоев масла трансформатора с системой охлаждения типа “Д”;

- 55 и 50 (40 и 35) °С - соответственно замыкающий и размыкающий контакты термосигнализатора, который используется в схеме управления системой охлаждения трансформатора типа “Д”;

- 5 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления подогрева шкафа привода устройства РПН и ШАОТ;

- минус 25 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления приводами РПН (проверяется согласно с паспортом датчика).

Осмотреть трансформатор, электрооборудование его первичной цепи, убедиться в его исправном состоянии.

При внешнем осмотре трансформатора проверить:

- отсутствие повреждений, нарушений герметичности и маслоплотности, следов коррозии;

- состояние изоляторов вводов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, протекания масла через уплотнения, следов перекрытия и др.) ;

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

- отсутствие посторонних предметов, которые влияют на работу трансформатора;

- целостность и исправность измерительных и защитных устройств (манометрических сигнализирующих термометров, газового реле, защитных реле баков контакторов устройств РПН, маслоуказателей, манометров на герметичных вводах);

- состояние видимых контактных соединений и заземлений;

- показания маслоуказателей расширителей на соответствие средней температуре масла в баке трансформатора и в баке контактора устройства РПН

- уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен быть на уровне, соответствующему средней температуре масла в трансформаторе, который устанавливается примерно в соответствии с среднесуточной температурой окружающего воздуха. Уровень масла в отсеке расширителя бака контактора устройства РПН при положительной температуре масла должен соответствовать приблизительно середине шкалы маслоуказателя. В трансформаторе, находящемся в работе, уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла трансформатора.

- проверить уровень масла и состояние индикаторного силикагеля в высоковольтных негерметичных вводах, давление масла в высоковольтных герметичных вводах в соответствии с инструкцией по эксплуатации вводов;

- состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;

- уровень масла в масляных затворах воздухоосушителей;

- состояние узлов передачи устройств РПН (отсутствие поломок шарнирных и нониусных муфт, отсутствие нарушений стопорения и покрывания ледом узлов передачи, наличие смазки;

- состояние приводов устройств РПН и взаимное соответствие показаний указателей положения привода и переключающего устройства, а также указателя положений устройства РПН на щите управления;

- состояние ШД, ШАОТ и аппаратуры в них;

- работу схемы обогрева ШАОТ привода устройства РПН;

- состояние системы охлаждения и ее работоспособность.

Дополнительно необходимо проверить:

- открытое положение отсечного клапана (при наличии);

- соответствие положения вентилей на маслопроводах (от расширителей к бакам трансформатора и контакторов устройств РПН ), а также на маслопроводах доливки масла обозначенного на схеме установки расширителя;

- открытое положение запорной арматуры на маслопроводах системы охлаждения, термосифонных и адсорбционных фильтров;

- состояние заземления бака выводов нейтрали обмоток трансформатора, если не предусмотрено ее разземление;

- показания термосигнализаторов и соответствие выставленных на них уставок, указанным в 2.1.3.;

- состояние электрооборудования и ошиновки цепи трансформатора, обращая внимание на подключение вентильных разрядников или ограничителей перенапряжения.

- в зимнее время проверить исправность обогрева шкафа приводного механизма устройства РПН, шкафа автоматики охлаждения трансформатора (ШД).

Кроме того, кратковременным (до появления течи масла) открытием крана на крышке газового реле необходимо удалить из него воздух. Произвести выпуск воздуха через предусмотренные конструкцией трансформатора пробки.

Подготовить к вводу в работу схему управления устройством РПН трансформатора, для чего необходимо:

- в шкафу привода РПН установить в положение “ Д “ (дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН;

- на панели щита управления установить в положение “ Д” (Дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН;

- подать напряжение 0,23 (0,4) кВ в схему управления устройства РПН;

- с целью очистки контактной системы от окиси и шлама выполнить не менее десять циклов переключения по всему диапазону РПН и ПБВ

- установить переключающее устройство в требуемое положение и зафиксировать. Проверить соответствие указателя положения приводного механизма устройства РПН в шкафу привода указателю положения переключающего устройства на панели управления.

В зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже минус 25 °С указанные в п. 2.1.6. переключения устройства РПН не производить.

Установить в необходимое положение привод устройства ПБВ и проверить его застопоренное положение.

Произвести необходимые измерения на предмет соответствия действительному установленного положения переключающих устройств: для устройств ПБВ - во всех случаях, для устройств РПН - в зависимости от состояния трансформатора по результатам предыдущей эксплуатации.

2.2 Подготовка трансформаторов к работе в процессе текущей эксплуатации

Подготовку трансформаторов к работе после простоя длительностью менее 3 месяцев, когда ни на одну обмотку не было подано напряжение, необходимо производить согласно требованиям п.п. 6.14. - 6.1.7. настоящей инструкции. При этом допускается провести только 2-3 цикла переключений устройств ПБВ и РПН.

Необходимо ввести в работу устройства РЗА трансформатора и, при необходимости, проверить их воздействие на коммутационные устройства в цепи трансформатора.

Подготовку трансформатора к работе после простоя в резерве длительностью более трех месяцев и более, когда ни на одну из его обмоток не было подано напряжение, необходимо производить согласно с п. 6.2.1., но в этом случае дополнительно:

- отобрать пробу масла из бака трансформатора и проверить его пробивное напряжение, влагосодержание, газосодержание;

- отобрать пробу масла из бака контактора устройства РПН и проверить пробивное напряжение и влагосодержание масла;

Результаты проверок должны соответствовать требованиям пунктов приложения настоящей инструкции. При несоответствии качества масла требованиям вышеуказанных пунктов необходимо выяснить и устранить причину ухудшения характеристик масла.

- произвести измерения характеристик изоляции (R60 и tgd) трансформатора и оценить полученные результаты в соответствии с РД 16.363 - 87 или ГКД 34.20.302 - 2002 с учетом результатов предыдущих испытаний.

Подготовку трансформатора к работе после его автоматического отключения действием защит от внутренних повреждений необходимо производить в такой последовательности.

По действию сигнальных устройств определить типы защит, срабатывание которых привело к отключению трансформатора.

Произвести внешний осмотр трансформатора и оборудования с целью выяснения причины отключения трансформатора.

Осмотреть газовое реле и отобрать пробы газа и масла для проверки газа на горючесть и проведения химического анализа.

Отобрать пробы масла из бака трансформатора для проведения анализа, если причины отключения не объясняются неправильным действием релейной защиты или повреждением оборудования, входящего в зону действия сработавшей защиты.

Провести электрические испытания и измерения трансформатора в следующем объеме: замер сопротивления изоляции, тока холостого хода, напряжения короткого замыкания, сопротивления обмоток постоянному току.

При отключении трансформатора действием реле бака контактора дополнительно руководствоваться указаниями п.2.4.3.2 настоящей инструкции.

Трансформатор необходимо вывести в ремонт в случае:

- его видимого повреждения;

- если газ горючий;

- если в газе содержатся (по результатам физико-химического анализа и хроматографического анализа растворенных в масле газов) продукты разложения изоляции или масла, подтвержденные результатами электрических испытаний и измерений;

- неудовлетворительных результатов электрических испытаний и измерений;

При срабатывании защитного реле бака контактора РПН трансформатор выводится из работы для ревизии контактора.

После окончания ремонта трансформатора его необходимо испытать. При соответствии результатов испытаний требованиям ГКД 34.20.302 - 2002 трансформатор необходимо подготовить к включению в работу согласно п. 2.2.1 настоящей инструкции.

В случае отключения трансформатора действием защит от внешних повреждений при отсутствии при этом признаков повреждения его первичной цепи, трансформатор может быть включен в работу без проверок.

Если причиной отключения явилось ложное срабатывание защит, трансформатор следует включать в работу после устранения неисправности.

Во всех случаях включение трансформатора в работу после его автоматического отключения производится с разрешения главного инженера предприятия.

Подготовку к работе комплектующих изделий и составных частей трансформатора после выполнения ремонтных или профилактических работ на них выполнить в соответствии с указаниями инструкций по эксплуатации.

2.3 Включение трансформаторов в работу

После выполнения подготовительных работ и получения разрешения на ввод трансформатора в работу необходимо собрать его схему первичных соединений согласно указаний местной инструкции по оперативным переключениям.

Включать трансформатор следует не раньше чем через 12 часов после последней заливки масла в трансформатор. По окончании работ, связанных с частичным сливом масла, допускается включение трансформатора в работу через 6 часов после доливки масла.

Включать трансформатор в работу следует толчком на полное напряжение со стороны ВН, СН или НН.

Перед включением необходимо проверить отсутствие воздуха в газовом реле путем кратковременного открытия вентиля на газовом реле до появления масла.

После включения необходимо в течение не менее 12 часов осуществлять контроль за появлением воздуха в газовом реле трансформатора, периодически открывая вентиль газового реле и выпуская скопившийся воздух с соблюдением необходимых мер безопасности.

При первом включении после монтажа или ремонта трансформатор следует включать на холостой ход при отключенных вентиляторах системы охлаждения не менее чем на 30 минут для прослушивания и наблюдения за его состоянием.

При первом включении после монтажа при наличии выключателей со стороны питания рекомендуется осуществить от трех до пяти включений трансформатора толчком на номинальное напряжение для проверки отстройки его защиты от толчков намагничивающего тока.

На панелях защит и сигнализации необходимо проверить отсутствие сигналов неисправности трансформатора. При их наличии необходимо устранить причину неисправности, после чего включить трансформатор под нагрузку.

Вентиляторы обдува должны включаться автоматически при достижении температуры масла 55 °С или при номинальной нагрузке независимо от температуры масла. Дутье должно отключаться при снижении температуры масла до 45 - 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

Включение трансформаторов на полную нагрузку в зимнее время допускается при температуре верхних слоев масла минус 40 °С и выше в трансформаторах с охлаждением вида М и Д.

2.4 Эксплуатация трансформаторного масла

Трансформаторы напряжением 110 кВ необходимо заливать маслом под вакуумом согласно с РД 16.363 - 87. Трансформаторы напряжением ниже 110кВ можно заливать маслом без вакуума. Трансформаторы напряжением до 150кВ можно заливать маслом с температурой не ниже 10 °С.

После включения под напряжение трансформаторов после монтажа или ремонта масло, залитое в них, должно подвергаться сокращенному анализу. В трансформаторах напряжением 110кВ и выше, кроме того, измеряют tgd при двух температурах.

Трансформаторное масло, находящееся в эксплуатации, должно подвергаться сокращенному анализу и измерению tgd согласно ГКД 34.20.302-2002 в сроки, указанные в них, а также после текущего ремонта трансформаторов. Порядок отбора проб масла указан в Приложении №3 настоящей инструкции.

Масло из контакторов устройств РПН проверяется на наличие влаги и пробивное напряжение. При снижении пробивного напряжения масла ниже нормированных значений или при обнаружении воды согласно с ГОСТ 1547-84 или ГОСТ 7822-75 масло необходимо заменить. Кроме того, масло необходимо менять после достижения количества переключений, указанных в заводской инструкции на данный тип переключателя.

Масло с трансформаторов мощностью 630 кВ?А и менее не отбирается. Внеочередной отбор пробы масла для сокращенного анализа необходимо производить при уменьшении сопротивления изоляции, при появлениях признаков внутреннего повреждения трансформатора (выделение газа, посторонние шумы внутри трансформатора и др.). Из герметизированных трансформаторов без расширителя пробы масла отбираются по согласованию с заводом-изготовителем.

Трансформаторное масло следует испытывать согласно требований ГКД 34.20.302-20025. Если характеристики изоляции трансформатора и вводов ухудшились в сравнении с нормами, необходимо определить зависимость характеристик изоляции от масла и температуры.

Масло, впервые залитое в трансформатор, а также находящееся в эксплуатации, по всем показателям должно соответствовать требования ГКД 34.20.302-2002.

Производить очистку, доливку и регенерацию масла допускается как на отключенном, так и на работающем трансформаторе. Работы выполняются согласно Приложения №3 настоящей инструкции. При необходимости доливки масла в трансформатор следует иметь в виду, что масла разных марок , которые имеют антиокислительные присадки, как и различные масла, не имеющие присадок, могут беспрепятственно смешиваться в любых количествах. Смешивать масло без присадки с маслом с присадкой не допускается. Это может привести к ухудшению стабильности смеси. Смешивать масла необходимо согласно ГКД 34.43.101-97.

Для поддержания необходимого качества изоляционного масла в эксплуатации и замедления его старения масло в трансформаторах с массой масла более 1000 кг и более должно подвергаться непрерывной регенерации в термосифонных или адсорбционных фильтрах. Если в трансформатор залито масло, не имеющее антиокислительной присадки, рекомендуется вводить в масло стабилизирующие присадки. Трансформаторы напряжением 110 кВ и выше должны иметь воздухоосушительные фильтры для замедления процесса увлажнения масла. Периодичность замены сорбента в фильтрах указана в Приложении №3 настоящей инструкции.

Масло в негерметичных маслонаполненных вводах должно быть защищено от увлажнения и старения при помощи воздухоосушительных фильтров с масляными затворами или других устройств. Масло в масляных затворах вводов на напряжение 110кВ, не имеющие вохдухоосушителей, необходимо менять один раз в год, а вводов, имеющих воздухоосушители - один раз в 4 года. Сорбент в воздухоосушителях необходимо менять по мере его увлажнения, но не реже одного раза в год.

При ненормальном повышении уровня масла в расширителе, определяемом по маслоуказателю, необходимо выяснить причины его повышения. При этом запрещается открывать пробки, краны, прочищать отверстия дыхательной трубки без отключения оперативного тока газовой защиты.

2.5 Регенерация трансформаторных масел

Регенерация трансформаторного масла на месте эксплуатации трансформаторов является, важным элементом превентивной системы обслуживания трансформатора.

Сроком эксплуатации трансформатора является срок жизни изоляционной системы. Наиболее широко используемой системой изоляции является жидкая изоляция (трансформа- торные масла), а также твердая изоляция (бумага, лес, т.е. целлюлозная продукция). Изоляционное масло обеспечивает почти 80% электрической прочности в трансформаторе. Большинство поломок трансформаторов (почти 85%) происходит из-за повреждения системы изоляции. Трансформаторные масла являются хорошей изоляционной средой, когда ими насыщены изоляционные бумаги, картоны, ткани и увеличивают пробивное электрическое напряжение материалов, которыми изолируются обмотки. Низкая вязкость масла позволяет ему проникать в твердую изоляцию и отводить тепло, передавая его в систему охлаждения. В этом случае жид- кая изоляция также служит как охладитель. Стабилизация масел от окисления позволяет маслам работать при высокой температуре и на долгое время предохраняет систему изоляции от серьезных поломок.

2.5.1 Процесс старения

Старение или ухудшение изоляционного масла, обычно связывается с окислением. При появлении в масле кислорода и воды, изоляционное масло окисляется даже при идеальных условиях. На состояние изоляционного масла также влияют загрязнения от твердых материалов трансформатора, которые растворяются в масле. Реакции, происходящие в масле между нестабильными гидрокарбонатами, кислородом и водой (влажность) с помощью таких ускорителей, как тепло, приводят к распаду (окислению) масла.

Тепло и влажность вместе с окислением, которые действуют как первоначальные ускорители, являются главными врагами твердой изоляции. При правильном обслуживании охладительной и изоляционной систем, возраст эксплуатации изоляционной системы может быть увеличен от 40 до 60 лет.

Окисление масла устранить невозможно, но его можно контролировать (замедлить) через процесс обслуживания. Одним из основных положений в обслуживании трансформатора является ежегодная проверка масла. Анализ масла позволяет судить о состоянии изоляционной системы трансформатора.

Влажность состоит из чистой воды, воды растворенной в продуктах распада масла, растворенной воды и воды, которая имеет химическую связь (часть химической структуры в молекулах глюкозы и необходимой для сохранения механической прочности целлюлозы). Полное освобождение от влажности изоляционной целлюлозы невозможно.

Трансформаторное масло при высоких температурах набирает больше влаги, чем при низких. Если смесь масла с водой охладить, вода уйдет в осадок. Отторженная вода будет впитываться в изоляцию, или ее притягивают продукты распада в масле (вода, смешанная с маслом). Влажность будет распределяться между бумагой и маслом, но непропорционально. Изоляционная бумага поглощает воду с масла и удерживает ее внутри, в местах самого высокого напряжения. Загрязнение формируется в процессе износа трансформатора.

Кислоты, сформированные в процессе окисления, атакуют целлюлозу и металлы и создают мыльный металл, альдегид, спирт, которые осаждаются как кислотные грязи (тяжелые вещества) на изоляции, боковых стенах бака, в дыхательной системе, системе охлаждения, и т.д. Грязь появляется быстрее при сильно загруженном, горячем и при неправильно эксплуатируемом трансформаторе. Грязь увеличивает вязкость масла, и тем самым уменьшает его охлаждающую способность, что ведет к сокращению службы трансформатора.

Загрязнение является причиной усадки изоляции, приводит к разрушению лаков и целлюлозных материалов. Они также являются проводниками разрядов и токов и, являясь гигроскопичными, впитывают влагу и приводят к перегреву системы изоляции. Грязи осаждаются на сердцевину обмотки, что приводит к увеличению температуры работающего трансформатора.

2.5.2 Замена масла (фильтрование, промывка, перезаливка)

Эту процедуру лучше сделать на месте. Трансформатор осушается от масла. Внутренняя часть промывается горячим нафтеновым маслом или отрегенерированным маслом, чтобы уда- лить скопление грязи и затем заполнить восстановленным маслом. Загрязненное масло снова регенерируется установкой корпорации PALL.

Если промывка загрязненного трансформатора производится только через смотровое отверстие, то очистится приблизительно 10 % от внутренней поверхности. В таких случаях плен- ка загрязненного масла останется на большой части поверхности обмотки и внутренней поверхности бака трансформатора. Следует отметить, что до 10% объема масла в трансформаторе впитается в целлюлозную изоляцию. Оставшееся масло в изоляции и трансформаторе содержит полярные структуры и может разрушить большое количество нового или отрегенерированного масла.

Если верх покрытия убран, приблизительно 60% поверхности может быть очищено. Для более высокой степени очистки необходимо пользоваться технологией «Регенерация твердой изоляции от кислых продуктов и продуктов испарения».

Простая замена масла не удаляет всю осадочную грязь в системе охлаждения и между обмотками. Эти осадочные грязи будут растворяться в новом масле и способствовать процессу окисления.

2.5.3 Регенерация и очищение от грязи на месте

Процесс регенерации масла и очищения от грязи может происходить на месте (возможно прямо в баке трансформатора). Масло откачивается из нижней части бака, нагревается и прогоняется через установку корпорации PALL, фильтруется, дегазируется и обезвоживается перед тем, как она вернется в верхнюю часть трансформатора через расширительный бак. Процесс продолжается до тех пор, пока масло не будет соответствовать стандарту или другим спецификациям. Методика восстановления масла использует метод нагрева, адсорбции и вакуумирования (выделение воды и дегазация). Все обнаруженные утечки масла в системе должны быть устранены перед обработкой масла.

Разница между регенерацией и очисткой масла заключается в том, что очистка не может удалять такие вещества как: кислоты, альдегиды, кетоны и т.д., растворенные в масле. Таким образом, очистка не может менять цвет масла от янтарного до желтого. В то время как, регенерация включает в себя также очистку фильтрацию и обезвоживание.

2.5.4 Произведенная регенерация на месте дает следующие результаты

- Влагосодержание в масле снизилось до 10 ррт;

- Кислотность снизилась до 0,02 мгм КОН/гр масла;

- Пробивное напряжение увеличилось до 70 кВт;

- Межфазное напряжение увеличилось до 40 дн;

- tgd масла достиг 0,003;

- Грязи перешли в растворенное состояние или в состояние суспензии в масле и удалены в процессе регенерации;

- Стабильность окисления масла восстановилась, как у нового масла;

- Цвет масла восстановился и стал светло желтым;

- Пробивное напряжение твердой изоляции улучшилось.

Несмотря на то, что нормальная регенерация будет удалять грязь, которая растворилась или стала суспензией в масле, она не будет удалять осадочную грязь. Процесс очистки - это очистка трансформатора горячим маслом, вследствие чего удаляются грязные осадки. Очищение от грязи или вымывание горячим маслом необходимо когда анализ масла выявляет больше чем 0,15 мгм КОН/гp и межфазное напряжение меньше чем 24 дн./см. Очищение от грязи про- изводится с помощью установки для регенерации масла. Процесс требует нагревать масло до тех пор, пока не будет достигнута точка растворимости грязи в трансформаторе и в целлюлоз- ной изоляции. Масло тогда играет роль как растворитель для собственных продуктов распада.

2.6 Очистка трансформаторных масел

- Усадка изоляции и обезвоживание трансформаторного масла. Усадка изоляции может быть результатом движений катушки под нагрузкой, в частности, ударной, и являться причиной преждевременных поломок. Усадка изоляции -- это результат целлюлозной деградации. Регенерация трансформаторного масла на месте не вызывает усадки изоляции. Более 40-летний опыт в США показывает, что если трансформаторная изоляция сверх сухая (до +2% сухого веса), усадка изоляции не происходит. Целью процесса регенерации является регенерация масла в трансформаторе, но не осушка трансформаторной изоляции. Невозможно сушить твердую изоляцию в течение регенерационного периода (для достижения сверх- сухих уровней необходимо большое количество времени). Перемещение влаги с увлажненной изоляции методом термодиффузионной осушки - это естественный, не принудительный процесс, целью которого является восстановление баланса между изоляцией обмотки и маслом. Процесс усадки изоляции при нормальных условиях эксплуатации трансформатора - это достаточно медленный процесс, который зависит от уровня диффузии воды через твердую изоляцию.

- Удаление грязи из активных частей трансформатора. Грязь формируется (скапливается) в волокнах целлюлозы изоляционной системы. В процессе очистки масло нагревается до тех пор, пока не будет достигнута точка растворимости загрязнений в трансформаторе и в целлюлозной изоляции. Затем масло действует, как растворитель собственных продуктов разложения. Процесс гарантирует, что перерастворенные грязи будут удалены в процессе регенерации и масло будет очищено. Таким образом, регенерация и очистка - процесс более обширный, чем просто восстановление масла.

- Потеря фурановой величины. Восстановление (регенерация или очистка) или замена трансформаторного масла разрушает фурановые соединения, используемые для предсказания уровня полимеризации (состояния и продолжительности жизни изоляции). Фурановые анализы трансформаторного масла должны быть сделаны до начала очистки. Если качество трансформаторного масла ухудшается до уровня предельного значения и масло не меняется или не регенерируется, это может сократить жизнь трансформатора. После очистки масла устанавливается новая базовая линия для контроля фурановых соединений. Будущие фурановые тесты должны быть подведены к новой базовой линии.

- Устранение ароматических соединений. Некоторые типы ароматических соединений могут функционировать как антиоксидант. Большинство спецификаций требует, чтобы содержание полиароматических гидрокарбонатов было 3%. Большое количество ароматических соединений понижает диэлектрик или импульсивную прочность и увеличивает способность масла растворять большинство твердых изоляционных материалов, находящихся в масле. Стабильность окисления отрегенерированного масла (после 164 часов 100 0С) достигает 0,06% от массы, что ниже главного определенного максимального уровня ( 0,1% массы).

- Пробой. Перед началом регенерации вся система, включая шланги, заполняется маслом. Старое масло и вещества в суспензии, которая образовалась на дне бака трансформатора, откачивается из нижней части трансформатора (отфильтрованное, очищенное масло) и подается в трансформатор через расширительный бак. Таким образом, уровень масла в трансформаторе не падает. Масло будет циркулировать без усилий и загрязняющие вещества не будут возвращаться в бак трансформатора. Только чистое, обезвоженное, свободное от частиц (отфильтрованное) масло вернется в бак. Очистка - это последовательный и медленный процесс, который растворяет и выводит из трансформатора грязь в течение всего времени очистки.

- Повреждение трансформаторного масла. При поднятии температуры масла до точки растворимости продуктов разложения необходимо использовать только автоматическое регулирование нагрева масла в целях избежания термоокисления и разрушения масла. Более чем 40-летний опыт США доказал, что с правильно спроектированным оборудованием очистка трансформаторного масла может быть безопасной и экономичной процедурой. Однако, если оборудование плохо спроектировано, масло может быть повреждено в нагрева- тельном агрегате или окислено при использовании центрифуг вместо специальных нагревателей.

2.7 Масло после очистки

Влага в масле. Если изоляция трансформатора увлажнена, то влага будет перемещаться с увлажненной части изоляции к сухому маслу до тех пор, пока не возникнет баланс оперативной температуры между целлюлозой и маслом.

Диэлектрическая прочность диэлектрика. Диэлектрическая прочность диэлектрика понизится, как только возрастет влажность в масле вследствие регенерации.

...