Файл: Материалы для подготовки электромонтеров по ремонту и обслуживанию оборудования.pdf

95
Рисунок 3.7 – Различные схемы включения регулировочной обмотки
Обмоткой ВН на этих схемах называют витки, включенные между выводом ВН и обмоткой СН или обмоткой РО.
ВН
СН
РО
ОО
А
А
m
X
НН х а
ВН
СН
РО
ОО
А
А
m
X
НН х а а) б)

96
Рисунок 3.8 – Линейный регулировочный трансформатор для регулирования напряжения на стороне НН мощного АТ
1 – Регулировочный трансформатор; 2 и 3 – его, соответственно, возбуждающая обмотка и РО;
4 – Последовательный трансформатор; 5 и 6 – его, соответственно,
Линейная и возбуждающая обмотки.
Последовательный регулировочный трансформатор фактически состоит из двух трансформаторов: регулировочного и последовательного, соответственно, 1 и 4 по рисунку 3.8.
При большом количестве положений (ступеней регулирования) регулировочная часть обмотки реверсируется (переворачивается), это делается для того, чтобы уменьшить диаметр переключающего устройства
(рисунок 3.9). Здесь можно провести аналогию с барабаном револьвера: можно выполнить барабан и на 20 и на 30 патронов, но каков будет диаметр такого барабана? Реверсирование при сохранении числа отводов от РО удваивает диапазон регулирования.
К нагрузке НН
От обмотки НН АТ а в с
2 3
4 6
5 1

97
Рисунок 3.9 – Регулировочная обмотка с реверсированием
П
1
– Предизбиратель;
П
2
– Избиратель.
Введение реверсирования уменьшает общее количество расположенных по окружности контактов и, вследствие того, что между соседними по окружности контактами расстояние по условиям изоляции должно быть не менее какого – то определенного, уменьшает диаметр окружности. Аналогом может служить барабан нагана, теоретически его можно сделать и на 20 патронов и более, но это вызовет значительное увеличение диаметра барабана и большие неудобства.
Изоляцию в трансформаторах различают поперечную (относительно корпуса и магнитопровода) и продольную (между витками обмоток). В силовых масляных трансформаторах для ПС применяется изоляция класса А
ВН
СН
РО
ОО
А
m
X
НН х а
А
П
1
П
2

98 по нагревостойкости (максимально допустимая температура 105 ºС). Это трансформаторная бумага, электрокартон, древесина (бук). Превышение температуры всего на 5 ºС вдвое сокращает срок службы изоляции. Причем,
где бы ни находилась наиболее нагретая точка (ННТ), нарушение изоляции в ННТ приводит к выходу из строя всего трансформатора. Проблема отвода тепла из трансформатора состоит в том, что наиболее нагретые точки
(ННТ) недоступны для контроля, они находятся внутри обмоток и магнитопровода. В обмотках они находятся под большим потенциалом, подвести к ним средства контроля температуры (термодатчики) невозможно.
Поэтому температура внутри трансформатора оценивается
по
интегральному параметру – температуре верхних слоев масла (термодатчик установлен в кармане крышки). При естественной циркуляции масла
(системы охлаждения М и Д) разность температур между ННТ и верхними слоями масла небольшая и поэтому для трансформаторов с такими системами охлаждения температурный запас между температурой ННТ и температурой верхних слоев масла берется небольшим – допускается при эксплуатации температура верхних слоев масла до 95 ºС. С ростом единичных мощностей и переходом на систему ДЦ или НЦ (принудительное движение масла внутри трансформатора с помощью циркуляционных насосов) разность температур между ННТ и верхними слоями масла больше, поэтому для таких трансформаторов температурный запас увеличивается – при эксплуатации допустимая температура верхних слоев масла ограничивается до 75 или даже 70 ºС (конкретное значение определяется заводом – изготовителем).
При работе трансформатора его магнитопровод и обмотки испытывают электродинамические воздействия: при каждой полуволне тока (в ту или другую сторону) обмотка сжимается вдоль оси и стремится увеличиться в диаметре. С целью уменьшения вибраций обмотки подвергают осевому сжатию (в мощных трансформаторах усилие осевого сжатия может достигать многих тонн). Расширению поперечных размеров обмотки лучше всего

99 противостоит круглая форма витка (в маломощных трансформаторах блоков питания бытовой РЭА форма витка квадратная или прямоугольная).
Магнитопровод трансформатора при каждой полуволне магнитного потока стремится увеличиться в поперечном размере и сократиться по продольному размеру. Это явление называется магнитострикцией. Чтобы сократить вибрации магнитопровода, шихтовку стягивают ярмовыми балками со шпильками, бандажными лентами. Итак, работа трансформатора всегда сопровождается вибрацией, причем ее частота не 50, а 100 Гц (два цикла механических колебаний за один период частоты 50 Гц) для однофазных трансформаторов или на каждом стержне трехфазного трансформатора. Из сказанного следует, что изоляция и продольная (ее еще называют межвитковой) и поперечная (ее еще называют главной) работает в очень напряженном режиме – в условиях огромных усилий сжатия, вибраций и повышенных температур, что приводит к ее охрупчиванию и выкрашиванию.
Как уже говорилось, превышение температуры изоляции всего на 5° вызывает сокращение срока службы изоляции вдвое. Где бы ни находилась
ННТ, нарушение изоляции в одной этой точке может привести к выходу из строя всего трансформатора. Поэтому контроль за температурой трансформатора очень важен, это обязанность оперативного персонала.
Кратко остановимся на вопросе о том, что такое группа соединения
обмоток трансформатора. У трехфазного трансформатора с двумя обмотками между однотипными напряжениями первичной и вторичной сторон возможен угловой сдвиг. Этот угол сдвига для трансформаторов с соединением обмоток в звезду и в треугольник является кратным углу в 30°.
Для трансформаторов, имеющих обмотку с соединением «зигзаг» угловой сдвиг между однотипными первичными и вторичными напряжениями возможен кратным углу в 15°. Для определенности в качестве однотипных напряжений берутся линейные напряжения между фазами А и В. Если вектор
U
AB
совместить с 12-ю часами циферблата часов, то вектор U
ab будет также занимать какое – то положение на циферблате. Наиболее часто встречаются

100 совпадающие векторы U
AB
и U
ab
, в этом случае говорят, что группа соединения 12 или 0, а также положение U
ab на 11 часов на циферблате. В таком случае говорят, что группа соединения обмоток 11-я.
Трансформаторы мощностью начиная с 1000 кВА обязательно снабжают такой технологической защитой, которая называется газовая защита (ГЗ).
Слово технологическая означает, что эта защита реагирует на отклонения не
электрических параметров трансформатора, а других параметров, связанных
с технологией его работы. Эта защита реагирует на появление пузырьков газа в масле и является очень чувствительной защитой, она позволяет выявить повреждение в самом его зародыше и не допустить появления сверхтоков, на которые реагируют уже электрические защиты. Известен случай, когда ГЗ в фазе трансформатора 500 кВ сработала при возникновении касания (из за небольшого смещения активной части в процессе работы) элемента крепления отводов обмотки, связанного гальванически с одной из верхних ярмовых балок, со стенкой бака. При этом образовался замкнутый контур: стенка бака – дно бака – магнитопровод, верхняя ярмовая балка – элемент (стальной уголок) крепления – стенка. Внутри трансформатора всегда существуют магнитные поля рассеяния. Поэтому во избежание наведения больших потенциалов все металлические части (магнитопровод, ярмовые балки, прессующие кольца и др.) внутри трансформатора заземляются на корпус (каждый элемент только одним заземлением, чтобы
не было замкнутого контура). Возникновение дополнительного замыкания привело к созданию замкнутого контура. Вследствие полей рассеяния в этом контуре возник ток, который давал искрение в месте касания и образование пузырьков газа в масле. Крышка трансформатора должна быть такой, чтобы все пузырьки не застревая выходили в расширитель. Для этого крышка путем специальной установки трансформатора имеет небольшой подъем в сторону расширителя, а трубопровод от бака к расширителю также имеет по ПТЭ регламентированный подъем. В этом трубопроводе и устанавливается газовое реле, в общем, все сделано для того, чтобы любой пузырек газа,

101 образовавшийся в масле бака, попал в газовое реле (ГР). А вот в ГР пузырьки газа задерживаются и вытесняют масло из его верхней камеры, при этом поплавок ГР опускается и замыкает контакты. Цвет образовавшегося газа может быть различным: бесцветный газ (воздух), серый (термическое разложение бумаги), желтый (термическое разложение древесины), черный – результат разложения масла. Объем верхней камеры ГР около 0,5 литра, остальной газ выйдет в расширитель. В нижней камере ГР также имеется другой поплавок, опускание которого будет свидетельствовать о понижении уровня масла в трансформаторе ниже уровня ГР.
Газовая защита (ГЗ) состоит из двух комплектов: сигнального и отключающего: сигнальный элемент реагирует на появление газа, а отключающий – на опускание уровня масла (нижний поплавок ГР или на толчок масла в трубопроводе в сторону расширителя (струйный элемент ГЗ).
В процессе эксплуатации очень важно собрать газ из газового реле, химический и хроматографический анализ покажут причины появления газа в масле. Для этого у оперативного персонала должны быть устройства для
отбора пробы газа из ГР.
За уровнем масла в трансформаторе необходим контроль оперативным персоналом. Уровень должен соответствовать температуре верхних слоев масла (не окружающего воздуха!). Сигнализаторы повышения температуры масла и понижения уровня масла – это тоже технологические защиты трансформатора.
Перед наступлением осеннее – зимнего периода (ОЗП) весь оперативный персонал объектов энергетики проходит специальные противоаварийные тренировки со спецификой работы в условиях низких температур. Одной из стандартных тем является тема со снижением уровня масла в трансформаторе ПС при температуре окружающего воздуха ниже 20 – 25 ºС.
В условиях таких температур, при которых запрещаются плановые операции с выключателями и разъединителями, правильные действия персонала должны быть направлены на то, чтобы после появления сигнализации

102 понижения уровня масла в трансформаторе поднять температуру масла путем отключения части охладителей и повышения нагрузки (если повышение нагрузки возможно).
Рассмотрим устройство и эксплуатацию высоковольтных вводов. Через вводы питающее напряжение попадает на первичные обмотки и выводятся вторичные напряжения на сборные шины, к которым подключаются потребители. Любой ввод имеет внутреннюю и внешнюю части. Внутренняя часть, находящаяся в масле, имеет значительно меньшие габариты, нежели внешняя часть, находящаяся на воздухе. Для трансформаторов до 110 кВ включительно верхняя часть обмоток находится под потенциалом питающей сети и, следовательно, изоляция верхней части обмоток от верхнего ярма магнитопровода должна выдерживать напряжение питающей сети, при этом высота нижней части ввода 110 кВ примерно равна высоте верхнего ярма. Но для трансформаторов 220 кВ длина нижней части ввода настолько велика, что достигает середины высоты обмоток. Для таких трансформаторов обмотка ВН делается со вводом в середине высоты (рисунок 3.10) и состоит из двух параллельных половин, расположенных вдоль стержня.
1 2

103
Рисунок 3.10 – Активная часть трансформатора 220 кВ, вид сбоку
1 – Нижняя часть ввода 220 кВ;
2 – Перемычка.
Обмотки 110 кВ и выше в трансформаторах выполняют по схеме звезда с нулевой точкой. При этом достаточным является выполнение только трех вводов с изоляцией на напряжение сети. Нулевой вывод в обмотке, даже если он и наглухо заземляется, все равно выполняют изолированным, с изоляцией класса 35 кВ. Это на представляет труда, так как ввод 35 кВ – это простой фарфоровый изолятор. А вводы 110 кВ и выше – это сложные и дорогостоящие устройства, которые выполняют маслонаполненными (вводы
110 кВ иногда выполняют с твердой – литой изоляцией). Масло маслонаполненных вводов не связано с маслом самого трансформатора.
Изоляция маслонаполненных вводов выполнена из конденсаторной бумаги, такие вводы и называют бумажно – масляными. При этом они могут быть со своим расширителем и герметичными, у которых масло находится под некоторым избыточным давлением. У герметичных вводов имеются сильфонные компенсаторы давления. В эксплуатации оперативный персонал должен отслеживать величины давлений в герметичных вводах. Разумеется, давление в герметичном вводе является функцией температуры – температуры верхних слоев масла. Выход давления за нижнюю границу температурного диапазона свидетельствует о наличии утечки масла (нередко внутрь трансформатора). Повышение давления выше верхней границы температурного диапазона является опасным симптомом процессов нагрева внутри самого ввода. Для контроля за давлением в герметичных вводах на объектах существуют температурные графики с указанием допустимого интервала давлений для каждой температуры. Эти графики разрабатываются заводами – изготовителями вводов. Причем, давление в них указывается на уровне фланца (адаптера) ввода, и манометр устанавливают на этом фланце.
В эксплуатации нередко манометр для контроля давления в герметичном вводе устанавливают на стенке бака на уровне 1,6 … 1,7 м от земли (на

104 трансформаторах напряжением 220 кВ и выше фланцы вводов расположены высоко и с земли не всегда видны). Сниженный таким образом манометр будет из – за гидростатического подпора показывать уже несколько увеличенное давление. Это необходимо учитывать для корректировки допустимых интервалов в температурных графиках.
Устройство конденсаторного ввода приведено на рисунке 3.11.
Рисунок 3.11 – Схематичное устройство конденсаторного ввода
Стержень ввода
Бумажно – масляная изоляция
Крышка трансформатора
Металлические обкладки, создающие эквипотенциальные поверхности
Проводник а)
Стержень ввода ввода
С
1
С
2
Вывод ПИН б)
Проводник

105 а) устройство; б) эквивалентная схема
В процессе эксплуатации возможны случаи выхода из строя конденсаторных вводов, иногда они при этом взрываются, вызывая тяжелые повреждения трансформаторов. Известен случай, когда части взорвавшегося ввода были заброшены на крышу находящегося рядом здания щита управления. На рисунке 3.11 показано, что от последней обкладки через изолятор имеется вывод, называемый ПИН (расшифровывается как приспособление для измерения напряжения). Снимая потенциал с вывода
ПИН можно получать информацию о наличии напряжения сети на стержне ввода. Обычно вывод ПИН заземлен. При этом заземляющий проводник шунтирует емкость конденсатора С
2
и через него протекает емкостный ток основной изоляции С
1
ввода. Емкости С
1
вводов разных фаз примерно одинаковы, следовательно, если выводы ПИН вводов разных фаз собрать перед заземлением в трехфазную группу то ток в заземляющем проводнике будет близок к нулю (рисунок 3.12).
Рисунок 3.12 – Схема организации контроля исправности вводов
Этот факт может быть использован для организации контроля исправности вводов (КИВ). В случае пробоя части конденсаторной изоляции ввода какой – либо фазы емкость этого ввода увеличивается и приводит к перекосу трехфазной системы – увеличению тока в нулевом заземляющем
А
В
С mА
Токовое реле
Кнопка контроля небаланса

106 проводнике. Защита вводов дает сигнал оперативному персоналу об увеличении тока, также она может иметь и отключающий элемент, действующий на отключение трансформатора при каком – то определенном превышении тока. Для вводов 500 кВ и выше устройство КИВ обычно применяется. В обязанности оперативного персонала ПС входит периодический замер небаланса КИВ с ведением записей в журнале для обнаружения начала возникновения небаланса.
У маслонаполненных вводов с расширителями (негерметичных), так же как и у расширителя самого трансформатора, надмасляное пространство расширителя с атмосферой через воздухоосушительный фильтр (ВОФ), заполненный силикагелем. ВОФ имеет индикаторный силикагель синего цвета, который при окрашивании в розовый цвет сигнализирует о том, что
ВОФ потерял свойства осушки воздуха (силикагель насытился влагой). В обязанности оперативного персонала ПС входит визуальный контроль индикаторного силикагеля и в ВОФ самого трансформатор и в ВОФ вводов.
В заключение темы о трансформаторах рассмотрим вопрос периодических осмотров, на что нужно обращать внимание при осмотрах силовых трансформаторов ПС. Периодические осмотры оборудования проводятся на ПС с постоянным дежурным персоналом не реже, чем один раз в сутки, а на ПС, обслуживаемых оперативно – выездными бригадами – не реже, чем раз в месяц. На многих электросетевых предприятиях персоналу
ОВБ выдаются листки осмотра, которые необходимо заполнить и в которых нужно ответить на поставленные вопросы, результаты осмотра сдаются в производственно – техническую службу предприятия. Ну и на ПС с постоянным дежурством нужно при осмотре трансформаторов обращать внимание на те же вопросы:
– шум трансформатора, отсутствие вибраций;
– состояние заземляющего устройства бака;
– положение и состояние заземлителя однополюсного нейтрали (ЗОН) для трансформаторов 110 кВ;