Техническое обслуживание трансформаторов напряжения

Техническое обслуживание трансформаторов напряжения

Осмотр измерительных трансформаторов производится без снятия напряжения ежед­невно — на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом и в сроки, утвержден­ные главным инженером ЭЧ, на подстанциях без обслуживающего персонала, но не реже одного раза в 10 дней.

Текущий ремонт трансформаторов выполняется 1 раз в 3 года. Капитальный ремонт— по результатам испытаний и состоянию, а испытания проводятся 1 раз в 6 лет.

Во время осмотра тщательно проверяют состояние втулок выводов и их глазурован­ной поверхности, армировку изоляторов и их крепление на крышке; отсутствие течи масла из кожуха и из-под фланцев выходных изоляторов; состояние заземлений.

При осмотре измерительных трансформаторов напряжения (ТН), работающих в схемах контроля изоляции, можно определить признаки и вероятные причины их неисправностей по приборам, находящимся на пульте. Например, если напряжение на одной из фаз имеет нор­мальное значение, а на двух других — вдвое меньше, то возможен обрыв одной фазы обмотки ВН трансформатора или перегорания одного из предохранителей на стороне ВН.

При таком же значении напряжения на одной из фаз и равной нулю или значительно меньшем половины нормального на двух других — возможен обрыв одной из фаз обмотки НН; разрыв или нарушение контакта в одном из соединительных проводов; перегорание предохранителя одной из фаз НН.

Если же напряжения двух фаз имеют нормальное значение, а третье в V3 раз больше нормального (в схеме 3 однофазных транс­форматоров, включенных открытым треугольником), то один из них неправильно включен в сеть или у него неправильно размече­ны зажимы после ремонта.

Рис. 4.35. Проверка полярности трансформа­торов тока

Проверку полярности трансформаторов тока (ТТ) проводят по схеме, приведенной на рис. 4.35. Неодинаковые отклонения стрелки миллиамперметра при проверке трехфазного трансформа­тора свидетельствуют о неправильном соединении его обмоток и необходимости ремонта.

Текущий ремонт ТТ на напряжение 35—110 кВ сводится к наружному осмотру с про­веркой состояния заземления, контактных соединений, уплотнений, маслоуказательного ус­тройства и сливного крана, а также к чистке фарфоровой изоляции и отбору пробы масла. При ремонте масляных ТН, кроме указанных выше операций, производят осмотр, зачистку и смазку предохранителей и чистку кожуха трансформатора.

Сухие ТН с литой изоляцией типа ЗНОЛ-35БУХЛ1 в процессе эксплуатации очищают от пыли, осматривают литую поверхность (отсутствие сколов и трещин) и подтягивают крепление присоединений. В объем испытаний сухих ТН входит измерение тока холостого хода, сопротивления изоляции мегаомметром на 1000 В, а также испытание электрической прочности изоляции повышенным напряжением. Сухие измерительные трансформаторы просты в обслуживании и не требуют ремонта. Если в результате проверок обнаруживают­ся какие-либо неисправности, препятствующие дальнейшей эксплуатации, то трансформа­торы просто заменяют.

Перед испытаниями ТТ и ТН осматривают, причем осмотр проводится со снятием напряжения. При этом проверяют наличие заводской маркировки выводов обмоток, а так­же таблички на корпусе. Закрашенные или нарушенные обозначения восстанавливают. Ви­зуально определяют правильность включения первичных обмоток проходных ТТ и монтажа (в соответствии с надписями «верх», «низ») встроенных и шинных; крепления выводов на них, а также на клеммных сборках. Проверяют выполнение заземления вторичных обмоток ТТ. При этом обращают особое внимание на заземление электрически связанных между собой ТТ, которые должны иметь одно единое заземление на клемной сборке, а также зазем­ление ТТ дифференциальной защиты. Визуально определяют исправность изоляции и прово­дов цепей тока и напряжения в пределах камеры.

Сопротивление изоляции ТТ и ТН измеряют мегаомметром в следующей последовательности: обмотки трансформатора—корпус; обмотки ВН — обмотки НН; жилы проводов от выводов до сборного клеммника на камере относительно земли и между собой; жилы кабеля от камеры распределительного устройства до зажимов панели защиты отно­сительно земли и между собой.

Если напряжение первичной обмотки трансформаторов выше 1000 В, используют мегаомметр на 2500 В; вторичные обмотки, а также первичные до 1000 В проверяют мегаомметром на 500—1000 В. Результаты измерений сравниваются с предыдущими. В случае снижения сопротивления изоляции выясняют причины и устраняют их. В зак­лючение измеряют сопротивление изоляции цепей всего присоединения относительно земли, минимальное значение которого должно быть не ниже 1 МОм. Кроме того, 1 раз в два года изоляцию вторичных обмоток ТТ и ТН испытывают повышенным напряже­нием 1000В.

Проверку коэффициента трансформации или определение погрешности проводят при первом включении. В процессе эксплуатации коэффициент трансформации из­меряют при полной проверке защиты, если обнаружено отклонение характеристики холосто-

го хода более чем на 20 % от заводской. Коэффициент трансформации многообмоточных трансформаторов проверяют для всех вторичных обмоток на одной (максимальной) отпайке, при этом остальные вторичные обмотки должны быть закорочены.

При измерении определяют истинный коэффициент трансформации Кт как отно­шение токов в первичной и вторичной обмотках. Разница между номинальным Кн и истинным Кт коэффициентами трансформации характеризуется токовой погрешностью,

которая не должна превышать величины, допустимой для данного

В качестве источника питания при проверке коэффициента трансформации всех ТТ и ТН с /н до 1000 А можно использовать блок К-501, аппараты типа АТТ-5, АТТ-6 или АТТД-2.

Измерение тангенса угла д и электрических потерь tg 6 изоляции обмоток проводят у измерительных трансформаторов напряжения 35 кВ и выше, у кото­рых оба вывода первичной обмотки рассчитаны на номинальное напряжение; у ТТ всех напряжений с основной изоляцией, выполненной из бумаги, бакелита или битуминозных материалов, а также у ТТ марки ТФН и ТФЗН — при неудовлетворительных показателях качества масла. При этом обращают внимание на характер изменения tg 6 и емкости с тече­нием времени.

Трансформаторное масло испытывают только у трансформаторов 35 кВ и выше, при напряжении ниже 35 кВ пробу не отбирают, а полностью заменяют его, если оно не удов­летворяет нормативам профилактических испытаний (табл. 4.14).

По пункту 6 испытывается только масло ТТ, которое имеет повышенное значение сопротивления изоляции.

Характеристику намагничивания £2 =./(/02) трансформаторов тока в за­висимости от номинального тока (при номинальной частоте и синусоидальной форме на­пряжения) определяют по схемам, приведенным на рис. 4.36, с помощью приборов К-501 и К-500. По схеме 4.36, а измеряют ток в первичной обмотке, а ЭДС — во вторичной; по схеме 4.36, б — наоборот. В обоих случаях измеренные значения тока и ЭДС приводят к одному и

Таблица 4.14 Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла

№ п/п Наименование Значение
Наименьшее пробивное напряжение, определяемое в стандарт­ном маслопробойном аппарате для трансформаторов, аппаратов и вводов на напряжение, кВ: до 15 от 15 до 35 от 60 до 220 20 кВ 25 кВ 35 кВ
Содержание механических примесей (при визуальном осмотре) Содержание взвешенного угля (определяется только для масля­ных выключателей), не более 1 балл
Кислотное число, не более 0,25 мг КОН
Содержание водорастворимых кислот и щелочей: для трансформаторов мощностью более 630 кВ • А и масло-наполненных герметичных вводов для негерметичных вводов для трансформаторов мощностью до 630 кВ • А 0,014мг КОН 0,03 мг КОН Не определяется
Снижение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом, не более 5° С
Тангенс угла диэлектрических потерь при 70"С, не более 7%
Рис. 4.36. Схемы испытания (а; б; в) и характеристика холостого хода трансформатора тока (г): 6, 7, 17, 18 — клеммы приборов К-501 иК-500

тому же числу витков, чаще всего к числу витков вторичной обмотки. При большом коэффициенте транс­формации испытания проводят по упрощенной схеме рис. 4.36, в. Од­нако при этом вольтметр измеряет не ЭДС, а суммарную величину — ЭДС плюс падение напряжения на активном и индуктивном сопротив­лении вторичной обмотки трансфор­матора тока. Характеристика, по­строенная в результате измерений по такой схеме будет располагать­ся выше истинной, особенно в зоне глубокого насыщения сердечника. Поэтому испытание по упрощен­ной схеме можно проводить только в тех случаях, когда полное сопротивление цепи намагничивания больше полного сопротивления вторичной обмотки.

Ток намагничивания измеряют приборами, реагирующими на действующее значение тока (например, электромагнитны­ми), а ЭДС — вольтметром, реагирующим на действующее либо среднее выпрямленное напряжение, но проградуированным в действующих значениях синусоидального напряже­ния. При первом включении снимают 10—15 точек характеристики, изменяя ток от нулево­го значения до номинального, при последующих плановых проверках — 5 или 8 точек. По­лученную характеристику холостого хода (рис. 4.36, г) сравнивают с паспортной, отличие более чем на 20% указывает на наличие неисправностей (межвитковое замыкание, повреж­дение магнитопровода и т.п.).

По окончании испытания трансформаторов тока и напряжения присоединяют все провода согласно маркировке и подтягивают контакты на шинах. После включения под напряжение у ТН проверяют чередование фаз с помощью фазоуказателя.

| следующая лекция ==>
Осмотр, ремонт и испытания сглаживающих устройств | Техническое обслуживание аккумуляторных батарей
Читайте также:  Как правильно выкидывать старые вещи

Дата добавления: 2017-11-04 ; просмотров: 2852 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Марки, схемы и конструкции измерительных трансформаторов напряжения и тока, области их применения. Правила монтажа, эксплуатации и технического обслуживания ТН. Характерные неисправности устройства и методы их устранения. Рекомендации по использованию ТН.

Рубрика Физика и энергетика
Вид контрольная работа
Язык русский
Дата добавления 22.01.2015
Размер файла 913,7 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АМУРСКОЙ ОБЛАСТИ

Государственное ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ образовательное Автономное учреждение Амурской области

«Амурский колледж транспорта и дорожного хозяйства»

Монтаж и техническое обслуживание трансформаторов напряжения

Катричев Эдуард Сергеевич группа ЭМВ-1/2

1. Монтаж и техническое обслуживание трансформаторов напряжения

Измерительный трансформатор применяют в установках переменного тока для изоляции цепей измерительных приборов и реле от сети высокого напряжения и для расширения пределов измерения измерительных приборов. Непосредственное включение измерительных приборов в цепь высокого напряжения сделало бы приборы опасными для прикосновения. Конструкция приборов в этом случае была бы сильно усложнена, так как изоляция токоведущих частей должна была бы быть рассчитана на высокое напряжение, а их сечение — на большие токи.

Для непосредственного включения на высокое напряжение потребовались бы очень громоздкие приборы и реле вследствие необходимости их выполнения с высоковольтной изоляцией. Изготовление и применение такой аппаратуры практически неосуществимо.

Применение трансформаторов напряжения позволяет использовать для измерения на высоком напряжении стандартные измерительные приборы, расширяя их пределы измерения; обмотки реле, включаемых через трансформаторы напряжения, также могут иметь стандартные исполнения.

Кроме того, трансформатор напряжения изолирует (отделяет) измерительные приборы и реле от высокого напряжения, благодаря чему обеспечивается безопасность их обслуживания.

Трансформаторы напряжения широко применяются в электроустановках высокого напряжения, от их работы зависит точность электрических измерений и учета электроэнергии, а также надежность действия релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Измерительный трансформатор напряжения по принципу выполнения ничем не отличается от силового понижающего трансформатора.

Конструктивно трансформатор напряжения изготовляется и как самостоятельный аппарат однофазного или трехфазного исполнения, и как встраиваемый в конструкции выключателей, комплектных экранированных токопроводов, комплектных распределительных устройств или пристраиваемый к ним.

Изготовляемые в виде самостоятельной конструкции трансформаторы напряжения показаны на рис. 1 — 3.

Рис. 1. трансформатор напряжения типа НОМ-10: а — общий вид; б — выемная часть: 1 — зажимы для присоединения шин ВН; 2 — изоляторы вводов ВН; 3 — выводы НН; 4 — болт для заземления; 5 — изоляторы выводов НН; 6 — пробка отверстия для залива масла; 7 — обмотка ВН; 8 — сердечник; 9 — бак с маслом

В зависимости от напряжения, назначения, схемы конструкции, способа охлаждения, места установки трансформаторы напряжения различаются маркой.

Типы HOC, HOCK, НТС, НТСК. — это однофазные (О) или трехфазные (Т), сухие (С), компенсированные (К) трансформаторы напряжения; они предназначены для внутренних установок напряжением до 6 кВа Типы НОМ, ЗНОМ (с заземлением внутреннего конца обмотки высокого напряжения), НТМК, НТМИ, выполненные в баке с маслом, с естественным масляным охлаждением применяются для внутренних установок напряжением до 18 кВ; однофазные трансформаторы напряжения — до 35 кВ.

Рис. 2. трансформаторы напряжения типа НТМИ-10: а — общий вид; б — схема соединений обмоток

Типы НКФ (напряжения, каскадный, фарфоровый) для напряжения до 500 кВ изготовляются однофазными в фарфоровом кожухе, заполненном маслом, с металлической головкой — расширителем.

ИТН могут иметь две и больше вторичных обмоток; одна из них, включаемая разомкнутым треугольником, используется для подключения вольтметра и реле контроля изоляции.

Рис. 3. Каскадный трансформатор напряжения типа НКФ-220: а — схема; ВН — первичная обмотка; Вр — выравнивающие обмотки; Се — связующая обмотка; С — сердечник; А, X — зажимы первичной обмотки; а, х — зажимы основной вторичной обмотки; ахд — зажимы дополнительной вторичной обмотки; б — внешний вид трансформатора; 1 — ввод ВН; 2 — влагопоглотитель; 3 — расширители верхнего и нижнего блока; 4 — фарфоровая покрышка; 5 — коробка выводов вторичных обмоток; 6 — болт для заземления; 7 — тележка; 8 — кран для слива масла

ИТН типа ЗНОМ, пристроенный к конструкции комплектного экранированного токопровода (КЭТ), показан на рис. 4.

Для новейших конструкций герметизированных элегазовых распредустройств КРУЭ применяются специальные трансформаторы напряжения типа ЗНОГ (заземляемый, напряжения, однофазный с газовой изоляцией). Он предназначается для питания измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации.

На рис. 5 показаны схема и конструкция трансформатора напряжения типа ЗНОГ-220-79УЗ (79 — год, УЗ — климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150— 69 и 15543—70).

ИТН состоит из первичной обмотки 220/v 3 кВ и двух вторичных (основной 100/v 3 и дополнительной 100 В), магнитопровода, кожуха, ввода элегаз — элегаз и ряда экранов.

Магнитопровод — бронестержневого типа, шихтованный из отдельных пластин электротехнической стали. В качестве главной изоляции используется технический элегаз, заполнение которым осуществляется через сильфонный вентиль. Рабочее давление (избыточное) элегаза при температуре 20 °С равно 0,4 МПа.

НДЕ представляет собой ряд последовательно включенных конденсаторов. Линейным концом НДЕ подключается к фазе линии, противоположный конец заземляется.

Рис. 4. 1 — трубчатая шина токопровода; 2 — опорный изолятор; 3 — кожух (экран) токопровода; 4 — ножевой контакт трансформатора напряжения; 5 — смотровой люк; 6 — патрубок токопровода; 7 — болты крепления увеличенной круглой крышки трансформатора напряжения; 8 — дыхательное отверстие; 9 — направляющие установочные стержни; 10 —пробка слива масла

Фазное напряжение между конденсаторами последовательной цепи распределяется пропорционально их емкостным сопротивлениям. К последнему конденсатору со стороны заземления параллельно части фазного напряжения подключается ИТН.

Рис. 5. Схемы емкостных устройств для измерения напряжения: а — схема НДЕ; б — схема ПИН; 1 — конденсаторный ввод; 2 — цилиндры из бакелизированной бумаги со станиолевыми обкладками; 3 — токоведущий стержень; 4 — реактор; 5 — первичная обмотка трансформатора; 6 — вторичная обмотка трансформатора; 7 — конденсатор; 8 — разрядник

Рис. 6. трансформатор напряжения типа ЗНОГ-220-79УЗ; a — схема; б — конструкция; $ вентиль; 2 — подъемная косынка; 3 — ввод (А) ; 4 — кожух; 6 — предохранительный клапан; 6 — магнитопровод; 7 — обмотка; 8 — вывод (X); 9 крышка; 10 — днище

Номинальная мощность трансформатора напряжения 400 В. А в классе 0,5; предельная мощность 2500 ВА; масса 390 кг.

Для измерения напряжения наряду с ИТН применяются емкостные делители напряжения (НДЕ).

В конструкциях баковых выключателей в качестве НДЕ используется конденсаторный ввод ВН, к обкладкам которого со стороны заземления подключается навешиваемый снаружи на бак аппарат ПИН (прибор измерения напряжения, рис. 7).

В современных конструкциях распредустройств в качестве делителя напряжения используются конденсаторы высокочастотной связи и высокочастотной защиты линий передачи высокого напряжения. В цепи первичной обмотки ИТН предусматривается заградитель и регулируемый реактор, компенсирующий емкостное сопротивление делителя. В табл. 1 приводятся рекомендации об использовании различных схем и конструкций ИТН.

Схема и конструкция ИТН

первичная обмотка выбирается по напряжению

Тип ИТН, место установки

Одного линейного напряжения

Для вторичных подстанций

НОС, НОМ. в ЗРУ и КРУ; НКФ на ОРУ

Два однофазных открытым (неполным) треугольником (рис.

Всех трех линейных напряжений

Для релейной защиты станций и подстанций. Возможно подключение измерительных приборов, в том числе ваттметров и счетчиков в системах с изолированной нейтралью

НОС и НОМ в ЗРУ и КРУ

Трехфазная группа из трех однофазных трансформаторов

Всех линейных и фазных напряжений; напряжения нулевой последовательности

Для релейной защиты, грубых измерений и контроля изоляции

НОС, НОМ в ЗРУ и КРУ; НКФ на ОРУ

Всех линейных и фазных напряжений

Для измерения и релейной защиты станций и подстанций

НКФ в ЗРУ и на ОРУ

Каждая фаза по фазному

Всех трех линейных напряжений

Для измерений и релейной защиты вторичных подстанций

НТС, НТМ в ЗРУ и КРУ

Один трехфазный (компенсированный)

Каждая фаза по фазному

Всех трех линейных напряжений

Для измерений и релейной зашиты вторичных подстанций

НТСК, НТМК в ЗРУ и КРУ

То же, пятистержневой

Всех линейных и всех фазных напряжений; напряжения нулевой последовательности

Для релейных защит, измерений и контроля изоляции станций при изолированной нейтрали. Не рекомендуется подключать счетчики, требующие класса 0,5

НТМИ в ЗРУ и КРУ

Прибор для измерения напряжения

По доле фазного

Один ввод заземлен

Для грубых измерений, защиты, сигнальных ламп

Монтируется на баках силовых трансформаторов, выключателей типа МКГ1, У

Емкостный делитель напряжения

Для измерений и релейной защиты РУ 500 кВ и выше

2. Монтаж трансформаторов тока и напряжения

Измерительные трансформаторы служат для понижения тока или напряжения первичной цепи электроустановки до значения, необходимого для питания катушек измерительных приборов, реле защиты и автоматики, приборов учета и сигнализации и других цепей. Подключение приборов и реле через измерительные трансформаторы надежно изолирует их от цепей высокого напряжения, чем обеспечивается безопасность обслуживания.

Читайте также:  Силовой кабель пвпгнг hf

Вторичные обмотки измерительных трансформаторов заземляют для защиты эксплуатационного персонала, а также для предотвращения повреждений приборов и реле, присоединенных к вторичной обмотке, в случае пробоя изоляции между обмотками (первичной и вторичной). Измерительные трансформаторы подразделяют на трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. Трансформаторы тока предназначены для питания токовых обмоток (последовательно включенных катушек) измерительных приборов и реле. При монтаже подстанции в большинстве случаев применяют трансформаторы тока ТПОФ, ТПЛ, ТПОЛ, ТПФМУ, ТПФМ, данные которых приведены в справочниках и каталогах.

Вторичную обмотку на трансформаторе при монтаже надежно изолируют от первичной, при этом вторичные обмотки, не присоединенные к приборам, замыкают накоротко и заземляют непосредственно на зажимах трансформатора тока. У принимаемых для монтажа трансформаторов тока в первую очередь осматривают фарфоровую изоляцию, токоведущий стержень или шины. К фарфоровой изоляции и армировке трансформаторов тока, принимаемых для монтажа, предъявляют те же требования, что и к фарфоровой изоляции и армировке опорных изоляторов. Кроме того, проверяют отсутствие повреждений кожуха, фланца и колодок вторичных выводов, имеются ли обозначения выводов и паспортная табличка.

Кроме внешнего осмотра все трансформаторы тока перед монтажом проверяют на отсутствие обрыва у вторичной обмотки, правильность маркировки выводов и других данных по ПУЭ, а также состояние изоляции обоих обмоток и исправность стального сердечника. В закрытых распределительных устройствах (ЗРУ 6—10 кВ) проходные трансформаторы тока часто применяют в качестве проходных изоляторов. Монтаж таких трансформаторов тока ведется по той же технологической схеме, что и монтаж проходных изоляторов. Существуют различные варианты установки трансформаторов тока с проходными изоляторами.

Если трансформаторы встраивают в проемы стен или межэтажных перекрытий, то между корпусом аппарата и торцовыми частями проема предусматривают зазоры 3—4 мм, чтобы заложить в зазор толевую прокладку, предохраняющую корпус трансформатора от коррозии При установке трансформаторов в трехфазную цепь необходимо подбирать их с одинаковыми характеристиками. Такой подбор осуществляют на основании данных паспортных табличек трансформаторов и в соответствии со схемой заполнения РУ, где указано, в какой последовательности следует монтировать те или иные трансформаторы тока.

Вводы трансформаторов тока монтируют так, чтобы шины со стороны питания подходили к зажимам с пометкой Л i, а отходящие шины — к зажимам с пометкой Л 2- В противном случае маркировка вторичных обмоток И i и И 2 нарушается и их концы перемаркировывают. После того как трансформаторы тока закреплены, их вторичные обмотки и кожухи соединяют с заземлением. Выводы вторичных обмоток, если к ним не присоединяют измерительные приборы и реле, должны быть закорочены. Этим исключается возможность образования опасного напряжения на выводах и во вторичных цепях и предотвращается недопустимый нагрев сердечников трансформаторов. Трансформаторы напряжения предназначены для понижения измеряемого напряжения при его значении более 400 В до напряжения 100 В, необходимого для питания измерительных приборов, цепей автоматики, сигнализации и релейной защиты от замыканий на землю. Их изготовляют двух видов: сухие — с естественным воздушным охлаждением и масляные — с масляным заполнением.

Сухие трансформаторы напряжения типа НОСК предназначены для комплектации распределительных ящиков, заливаемых компаундом. Масляный трансформатор НОМ-6 показан на рис. 5-15. Технические характеристики трансформаторов напряжения типов НОМ-10, НТМК-Ю, НТМИ-10, применяемые при монтаже в ЗРУ на 6—10 кВ, приведены в справочниках и каталогах. Перед монтажом в трансформаторах напряжения проверяют уровень масла, исправность маслоуказателя и наличие паспортной таблички, отсутствие повреждений бака, течь масла между баком и крышкой или из-под фланцев выводов. При совмещении питания цепей измерения, защиты и автоматики применяют трансформаторы напряжения НТМИ-6-66 и НТМИ-10-66.

При электрических испытаниях трансформаторов напряжения измеряют сопротивления изоляции обмоток; определяют полярности выводов высшего и низшего напряжения и проверяют коэффициент трансформации. У маслонаполненных трансформаторов напряжения перед монтажом берут пробу масла, испытывая ее в объеме, предусмотренном ПУЭ. При монтаже трансформаторов напряжения сначала устанавливают опорную конструкцию (если трансформатор не установлен непосредственно на бетонном полу); затем поднимают на рабочее место и устанавливают трансформатор и присоединяют заземление.

Трансформатор устанавливают так, чтобы доступ к спускной пробке был со стороны коридора управления (расстояние от уровня пола до пробки должно быть не менее 200 мм) или предусматривают соответствующий приямок. Опорные конструкции для трансформаторов напряжения могут быть разнообразного исполнения. Конструкцию для установки трансформатора НТМИ-10 изготовляют из угловой стали и закрепляют непосредственно на полу камеры. Нижний угольник вместе с основаниями стоек заливают бетонным раствором. В ряде случаев в проектах предусматривают установку в камере закрытого РУ подстанции четырех трансформаторов НОМ-10 на конструкции, изготовленной из угловой стали. Эти трансформаторы поднимают на конструкцию блоком или талью.

Во время установки трансформаторов их первичные зажимы «высокое напряжение» (ВН) должны быть закорочены и заземлены, а провода вторичной цепи «низкое напряжение» (НН) отсоединены, так как при случайном подключении к ним проводов осветительной или силовой сети на выводах первичной обмотки трансформатора появляется высокое напряжение. Монтируя трехфазные трансформаторы напряжения, учитывают общий порядок чередования фаз, принятый в РУ. У однофазных трансформаторов вывод, имеющий маркировку X, заземляют. Если устанавливают три однофазных трансформатора, то все выводы X соединяют общей шиной и заземляют. Когда устанавливают два трансформатора напряжения и соединяют их в открытый треугольник, рабочую фазу со стороны НН заземляют только в том случае, если это предусмотрено проектом. Корпус каждого трансформатора присоединяют к заземляющему устройству отдельной шиной.

3. Эксплуатация и техническое обслуживание трансформаторов напряжения

Эксплуатацию и техническое обслуживание ТН производить в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей» и в соответствии с требованиями данной инструкции.

Необходимо периодически проверять состояние голубой окраски силикагеля — индикатора в воздухоосушителе, отсутствие течей масла и чистоту изоляции.

При насыщении влагой окраска силикагеля становится розовой. Восстановление силикагеля — индикатора до приобретения голубой окраски производится одним из следующих способов:

1. путем продувки воздухоосушителя сухим воздухом при температуре 120°С, но не более 1300 С;

2. путем прокаливания силикагеля при температуре 100 — 120°С в течение 15 — 20 часов.

При снижении пробивного напряжения масла ниже минимальных допустимых значений необходимо его заменить.

Пробивное напряжение заливаемого масла и тангенс угла диэлектрических потерь должны соответствовать значениям, указанным в паспортах трансформаторов напряжения.

По окончании монтажа трансформатора напряжения производится проверка их исправности, правильность установки и схемы включения. Одновременно проверяются все элементы вторичных цепей напряжения и правильность сборки схемы этих цепей. По результатам этих проверок оценивается допустимость включения ТН в работу и производится их приемка в эксплуатацию.

Для проверки исправности ТН измеряется сопротивление изоляции его обмоток, испытывается повышенным напряжением электрическая прочность изоляции обмоток ВН и НН; измеряется ток холостого хода со стороны вторичной обмотки; у маслонаполненных трансформаторов напряжения производится проверка электрической прочности и химический анализ масла.

Уровень масла в трансформаторах напряжения 35 кВ и выше необходимо поддерживать в пределах шкалы масло указателя для максимальной и минимальной температуры окружающего воздуха. Уровень масла в баке ТН типов НТМИ-6 (10), НТМК-6 (10), НОМ-6 (10) должен быть на 15-30 мм ниже крышки. Уровень масла в баке трансформатора напряжения типа НАМИ-6 (10) должен быть на 10-20 мм ниже крышки. В случае если уровень масла отличается от вышеуказанного, масло необходимо отлить или долить.

Отбор проб масла из ТН выше 20 кВ для проверки электрической прочности и химического анализа производится с периодичностью, установленной согласно Правилам технической эксплуатации (ПТЭ). В соответствии с ГКД 34.20.302-2002 «Нормы испытания электрооборудования» из герметичных измерительных трансформаторов с объемом масла до 30 кг (ТН до 20 кВ) пробы масла не отбираются.

При эксплуатации не допускается включать трансформатор напряжения, предназначенный для работы в линии с эффективно-заземленной нейтралью, в линию с изолированной нейтралью.

При оперативных и автоматических переключениях не допускается выделение участков сети с ТН без эффективно-заземленной нейтрали, если ТН предназначен для работы в сети с эффективно-заземленной нейтралью.

Оперативные и автоматические переключения не должны допускать появления феррорезонансных явлений на участке с трансформатором напряжения.

8. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ ТРАНСФОРМАТОРОВ

8.1.1. Для поддержания трансформатора в работоспособном состоянии на протяжении всего периода эксплуатации необходимо регулярно осуществлять техническое обслуживание трансформатора. Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания трансформатора:

  • технический осмотр;
  • профилактический контроль.

Кроме того, в процессе эксплуатации необходимо осуществлять внеплановое техническое обслуживание, обусловленное появлением в межремонтный период неисправностей трансформатора или его аварией.

Читайте также:  Как правильно заряжать литиевый аккумулятор телефона

Техническое обслуживание необходимо выполнять в соответствии с требованиями этого раздела и в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации составных частей комплектующих изделий.

Рекомендованный объем и периодичность работ по техническому обслуживанию трансформатора и его составных частей приведен в дополнении.

8.1. Техническое обслуживание и контроль за состоянием трансформаторов

8.1.1. Технический осмотр трансформатора следует производить согласно п. 6.1.4. настоящей инструкции. Дополнительно необходимо проверить:

  • отсутствие посторонних шумов, повышенных вибраций, которые приводят к повреждению или к неправильной работе составных частей, приборов и аппаратуры, установленных на трансформаторе;
  • соответствие показаний счетчиков количества переключений приводов устройств РПН количеству осуществленных переключений;

8.1.2.Технический осмотр составных частей трансформатора необходимо выполнять в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих частей.

8.1.2. Периодичность технических осмотров трансформаторов без его отключения устанавливается в соответствии с требованиями “Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей” и “Картой – графиком работы оперативного персонала групп подстанций”: на подстанциях с постоянным дежурством персонала — один раз в сутки, без постоянного дежурства персонала – три раза в месяц. В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть изменены техническим руководством предприятия.
При резком снижении температуры окружающего воздуха или при других резких изменениях погодных условий, при появлении сигналов о неисправности трансформатора необходимо осуществлять внеочередные осмотры.
Трансформаторные установки периодически (не реже одного раза в месяц ) должны осматриваться специалистами соответствующих подразделений.

8.1.4. Результаты осмотров должны быть отражены в соответствующей документации: оперативном журнале и журнале дефектов и неполадок оборудования подстанции.

8.1.5. Трансформаторы, находящиеся в работе, следует осматривать с соблюдением ДНАОП 1.1.10 – 1.01 – 97, т.е. не приближаться на недопустимое расстояние к токоведущим частям.

8.2. Профилактический контроль

Во время профилактического контроля предусматривается выполнение работ по проверке трансформаторного масла, профилактических испытаний трансформатора, а также выполнения регламентных работ в межремонтный период по замене изношенных частей и материалов (резиновые уплотнения, силикагель фильтров и др.).

8.2.1. Эксплуатация трансформаторного масла.

8.2.1.1. В процессе эксплуатации трансформаторного масла необходимо периодически контролировать состояние трансформаторного маслав бакае трансформатора и баке контактора устройства РПН, в негерметичных маслонаполненных вводах.
Должен производиться хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформаторов, оборудованных устройствами РПН, трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.
Периодичность отбора проб масла указана в таблице 9.1.
Отбор проб производится на работающем трансформаторе или сразу после его отключения.
Для проб масла, взятых с бака контактора устройства РПН, необходимо определить пробивное напряжение и влагосодержание.
Оценку результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов следует выполнять согласно РД 34.46.303-89.

8.2.2. Профилактические испытания трансформатора

8.2.2.1. Профилактические испытания трансформатора необходимо проводить во время текущих и капитальных ремонтов для проверки состояния трансформатора, находящегося в эксплуатации, и одновременно качества ремонта.
При необходимости профилактические испытания допускается проводить в межремонтный период во время планового технического обслуживания с целью контроля состояния изоляции трансформатора, если есть признаки ее ухудшения, например, в результате снижения качества масла.
Испытания трансформатора также необходимо проводить после аварии, если она не сопровождалась пожаром.

Таблица 9.1 — Периодичность отбора проб масла

Место отбора Периодичность отбора
для физико – химического анализа для хроматографического анализа растворенных в масле газов
Бак трансформатора Через 10 дней, один месяц, три месяца, после включения, впоследствии – один раз в три года, а также при аварийном отключении трансформатора Через 3 дня, 1 месяц, 3 месяца,
6 месяцев после включения и далее – один раз в 6 месяцев, а также при аварийном отключении трансформатора и при действии газового реле “на сигнал”
Бак контактора устройства РПН Через каждые 5000 (РНОА) 3000 (РС) или 50000 (SCV, SDV-3) но не реже одного раза в год Не выполняется
Вводы на напряжение 110 кВ и выше Согласно инструкции на вводы

8.2.2.2. Профилактические испытания необходимо выполнять в объеме, предусмотренным типовым ГКД 34.20.302 – 2002. При этом замер характеристик изоляции обмоток трансформатора (R60 / R15 , tgd ) следует выполнять согласно схем, приведенных в его паспорте.

В трансформаторах мощностью 63 МВ*А и более необходимо выполнять замер Zк необходимо выполнять не только при первом вводе в эксплуатацию, но и во время капитальных ремонтов, а также после протекания через трансформатор токов 0,7 и более допустимого расчетного тока короткого замыкания трансформатора (ГОСТ 11677 – 85 ).
В зависимости от вида работ объем проверок может быть ограничен проверкой контрольных параметров, которые наиболее четко выявляют дефект, что может быть допущен выполнении данного вида работ. Например, после замены ввода достаточно ограничиться проверкой сопротивления изоляции обмоток постоянному току и масла бака трансформатора, а также измерениям сопротивления изоляции его обмоток.
Результаты испытаний необходимо сравнивать с установленными параметрами. Если измеренная величина не нормируется, ее необходимо сравнивать с данными предыдущих испытаний или аналогичных испытаний на однотипном трансформаторе.
Допустимые отклонения значения Zк от значений, измеренных на месте установки трансформатора при его первом включении в работу, должны составлять не более 3%, а от значения, вычисленного по паспортным данным – не более 5%.
Основные методические указания по испытаниям трансформатора приведены в ГОСТ 3484 – 88 и РД 16.363 – 87.
Измерение Zк трансформаторов необходимо выполнять согласно типовой методике.
Результаты всех испытаний необходимо выполнять протоколами, в которых кроме результатов измерений и испытаний привести данные про приборы и схемы испытаний, температуры обмоток масла и другие, необходимые для сравнения результатов испытаний, выполненных в разное время.

8.2.2.3. Результаты испытаний не могут являться единым и достаточным критерием для оценки состояния трансформатора.

Для оценки состояния трансформатора необходимо применять системный подход, который учитывает результаты всех испытаний, в том числе и дополнительных перед ремонтом (например, измерение сопротивления короткого замыкания), ведомостей предыдущей эксплуатации трансформатора, данные осмотра и внутреннего ремонта.

Анализ состояния трансформатора включает:

  • систематизацию и анализ режимов работы трансформатора, при этом особое внимание уделяется рассмотрению аварийных режимов, допустимых нагрузок и перегрузок;
  • систематизацию и анализ отказов и неисправностей трансформаторного оборудования и составных частей (в том числе контрольно – измерительной аппаратуры);
  • оценка результатов работы с текущей эксплуатации, выявление узлов, которые работают сверх нормативного ресурса;
  • систематизацию и анализ результатов проверки трансформаторного масла и профилактических испытаний трансформатора с определением тенденции их изменений; при этом особое внимание следует уделять анализу растворенных в масле газов и характеристикам масла, которые свидетельствуют про уровень загрязнения и старения. Для оценки состояния изоляции трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше необходимо применять макеты изоляции.

Программа дополнительных и внутреннего осмотра должна составляться с учетом результатов анализа состояния трансформатора, условий эксплуатации, особенностей его конструкции.

Окончательную оценку состояния трансформатора следует осуществлять по результатам всех испытаний и измерений и сравнением их с результатами предыдущих испытаний и измерений с учетом анализа данных по его эксплуатации.

По результатам оценки состояния трансформатора принимается решение про сроки проведения соответствующего ремонта.

Регламентные работы

8.2.3.1. Для своевременного выполнения регламентных работ необходимо вести учет длительности работ узлов и материалов, склонных к износу или старению (силикагель фильтров и др.).

8.2.3.2. Замену силикагеля и холщовой прокладки в термосифонных и адсорбционных фильтрах допускается выполнять на работающем трансформаторе.

Для заполнения фильтра следует применять силикагель марки КСКГ согласно ГОСТ 3956 – 76Е. Силикагель, который находился в эксплуатации, необходимо просушить до остаточного влагосодержания не более 0,5% по (массе).

Периодичность замены силикагеля указана в приложении Е.

При замене силикагеля особое внимание следует обращать на удаление воздуха из фильтров, руководствуясь при этом инструкцией по эксплуатации термосифонного и адсорбционного фильтров.

8.2.3.3. Для заполнения воздухоосушителя необходимо применять силикагель марки КСКГ, пропитанный хлористым кальцием и просушенный до остаточного влагосодержания не более 0,5% (по массе).

Патрон заполнять индикаторным силикагелем согласно ГОСТ 8984 – 75.

Одновременно с заменой силикагеля следует очищать внутреннюю полость и замену масла в масляном затворе, руководствуясь указаниями инструкции по эксплуатации воздухоосушителя.

8.2.3.4. Смазывать шарниры и трущиеся детали передачи устройства РПН серии РНОА необходимо через каждые шесть месяцев тугоплавкой, незамерзающей смазкой.

Смену масла в редукторах приводов устройств РПН необходимо выполнять согласно указаний инструкции по эксплуатации.

8.2.3.5. Не реже одного раза в 6 месяцев необходимо проверять исправность сигнализации отключения вентиляторов обдува.

8.2.3.6. При оперативном отключении трансформатора необходимо оставлять в работе цепи сигнализации маслоуказателей, отсечного клапана и газового реле (защиты РПН).

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector