/
Author: Могузов В.Ф.
Tags: электротехника электрические машины и аппараты электронно-и аппаратостроение электроника электричество трансформаторы
ISBN: 5-283-01100-3
Year: 1992
Text
В.Ф. МОГУЗОВ
ОБСЛУЖИВАНИЕ
СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
БИБЛИОТЕКА ЭЛЕКТРОМОНТЕРА
Выпуск 627
Основана в 1959 году
Б.Ф. МОГУЗОВ
ОБСЛУЖИВАНИЕ
СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
МОСКВА
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ
1991
ББК 31.261.8
М 74
УДК 621.314.222.6
Редакционная коллегия серии:
В.Н. Андриевский, С.А. Бажанов, М.С. Бернер, Л.Б. Годгельф,
В.Х. Ишкин, Д.Т. Комаров, В.Н. Кудрявцев, В.П. Ларионов, Э.С. Мусаэ-
лян, С.П. Розанов, В.А. Семенов, А.Д. Смирнов, А.Н. Трифонов,
А.А. Филатов, А.Н. Щепеткин
Рецензент Л.П.Мазепов
Могузов В.Ф.
М 74 Обслуживание силовых трансформаторов. - М.:
Энергоатомиздат, 1991. - 192 с.: ил. — (Б-ка электро-
монтера; Вып. 627).
ISBN 5-283-01100-3
Рассматриваются основные вопросы обслуживания силовых
трансформаторов: особенности конструкции;- транспортировка,
хранение и монтаж; организация и проведение работы по эксплуата-
ции; эксплуатация трансформаторных масел; характерные повреж-
дения, обнаружение и предупреждение их; организация и прове-
дение ремонтов.
г. Для электромонтеров и электротехников, обслуживающих элек-
электростанций и подстанций.
ББК 31.261.8
— 96-90
троустаяовки
2202080000^)23
М 051(01)-91
ISBN 5-283-01100-3
© Автор, 1991
ПРЕДИСЛОВИЕ
Силовые трансформаторы широко распространены и исполь-
зуются в различных отраслях народного хозяйства.
Рост напряжения и единичной мощности, внедрение быстро-
действующих устройств регулирования, переход на герметич-
ную конструкцию, а также внедрение прогрессивных способов
защиты масла привели к изменению технологии монтажа
трансформаторов и к совершенствованию приемов их обслу-
живания. В энергосистемах эффективно применяются про-
грессивные способы диагностики, позволяющие определять
состояние трансформатора без вывода его из работы.
В предлагаемой брошюре рассмотрены вопросы обслужи-
вания силовых трансформаторов общего назначения на всех
этапах с момента приема до их списания. Показаны конструк-
тивные отличия и особенности, на которые следует обращать
внимание эксплуатационному персоналу при обслуживании
трансформаторов.
Все замечания и предложения по книге просьба направ-
лять в Энергоатомиздат по адресу: 113114, Москва, М-114,
Шлюзовая наб., 10.
Автор
Г лава первая
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ.
ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ КОНСТРУКЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1. Номинальные данные и технические характеристики
силовых трансформаторов
Силовые трансформаторы различаются номинальной мощ-
ностью, классом напряжения, условиями и режимом работы,
конструктивным исполнением.
В зависимости от номинальной мощности и класса напряже-
ния силовые трансформаторы условно подразделяются на
группы (габариты), приведенные в табл. 1.
Промышленностью выпускаются трансформаторы, предназ-
наченные для работы в районах с умеренным, холодным и
тропическим климатом, для установки на открытом воздухе и в
помещении. Различают трансформаторы общего назначения и
специальные: преобразовательные, электропечные и др.
В зависимости от вида охлаждения различают сухие, мас-
ляные и трансформаторы с негорючим жидким диэлектри-
Таблица 1. Группы (габариты) силовых трансформаторов
Номер габарита Диапазон мощностей, кВ-А Класс напряжения, кВ
I До 100 До 35
II От 100 до 1000 До 35
III От 1000 до 6300 До 35
IV Свыше 6300 До 35
V До 40000 От 35 до НО
VI От 40000 до 80000 До 330
VII От 80000 до 200000 До 330
VIII Свыше 200 000 До 330 и выше
VIII Независимо от мощности Независимо от напряжения
для ЛЭП постоянного тока
4
ком. В брошюре рассматривают силовые масляные трансфор-
маторы общего назначения открытой установки как наиболее
широко распространенные в эксплуатации.
Условное обозначение различных типов трансформаторов
составляют по следующей структурной схеме:
X = X / X = хх
I— Климатическое исполнение и категория размеще-
ния
---------Год разработки констуркции (в период 1965—1985 гг.)
--------Класс напряжения стороны ВН, кВ
1------------Номинальная мощность трансформатора, кВ-А
------------------Буквенная часть обозначения типа трансформатора
В буквенную часть обозначения типа трансформатора
общего назначения могут входить следующие буквы:
А — атотрансформатор;
О или Т — однофазный или трехфазный трансформатор;
Р — расщепленная обмотка НН;
М - вид охлаждения трансформатора с естественной циркуляцией воздуха
и естественная циркуляция масла; ДЦ — принудительная циркуляция
воздуха и масла; Ц — принудительная циркуляция воды и масла; НДЦ и
НЦ — направленный поток масла в системах ДЦ и Ц;
Т (после обозначения вида охлаждения) — трехобмоточный трансформатор;
Н —трансформатор с устройством регулирования напряжения под нагруз-
кой (РПН);
С — исполнение трансформатора собственных нужд электростанций.
Для автотрансформаторов классов напряжения стороны СН
или НН свыше 35 кВ после класса напряжения стороны ВН
через косую черту указывают класс напряжения стороны СН
или НН.
Номинальная мощность и класс напряжения указываются
через дефис после буквенного обозначения в виде дроби, в
числителе которой - номинальная мощность в киловольт-
амперах, в знаменателе - класс напряжения в киловольтах.
Примеры условных обозначений: ТМ-1000/10-74У1 - трехфаз-
ный двухобмоточный трансформатор с естественным масля-
ным охлаждением, номинальная мощность 1000 кВ-A, класс
напряжения 10 кВ, конструкция 1974 г., для района с уме-
ренным климатом, для установки на открытом воздухе;
ТРДНС-25000/35-74Т1 - трехфазный двухобмоточный транс-
форматор с расщепленной обмоткой НН, с принудительной
циркуляцией воздуха в системе охлаждения, с РПН, для
5
собственных нужд электростанций, номинальная мощность
25 MB-А, класс напряжения 35 кВ, конструкция 1974 г., тро-
пического исполнения, для установки на открытом воздухе;
ТЦ-1000000/500-83ХЛ1 - трехфазный двухобмоточный транс-
форматор с принудительной циркуляцией масла и воды в
системе охлаждения, номинальная мощность 1000 МВ-А,
класс напряжения 500 кВ, конструкция 1983 г., для районов с
холодным климатом, для наружной установки.
Автотрансформаторы отличаются добавлением к обозна-
чению трансформаторов буквы А, она может быть первой в
буквенном обозначении или последней.
В автотрансформаторах, изготовленных по основному стан-
дарту на трансформаторы ГОСТ 11677-65, ГОСТ 11677-75,
ГОСТ 11677-85, буква А стоит впереди всех символов, на-
пример: АОДЦТН-417000/750/500-73У1 — однофазный трехоб-
моточный автотрансформатор номинальной (проходной)
мощностью 417 MB-А, класс напряжения ВН 750 кВ, СН 500 кВ,
остальные символы расшифровываются так же, как и в пре-
дыдущих примерах.
В конце 50-х годов, когда в СССР впервые появились мощные
силовые автотрансформаторы 220/110, 400/220, 400/110,
500/220, 500-110 кВ, и в начале 60-х годов производили авто-
трансформаторы двух модификаций - повышающей и пони-
жающей. В обозначении повышающей модификации буква А
стояла в конце буквенной части; в этих автотрансформаторах
обмотку НН выполняли на повышенную мощность и распо-
лагали между обмотками СН и ВН, по точной терминоло-
гии - между общей и последовательной обмотками.
Автотрансформаторы второй модификации - понижаю-
щей, с буквой А впереди всех символов (как и в новых авто-
трансформаторах) - служат для понижения напряжения,
например с 220 до ПО кВ, или для связи сетей ВН и СН. Об-
мотка НН в них, как и в новых автотрансформаторах, распо-
ложена у стержня, имеет пониженную мощность и несет
вспомогательные функции.
Пример обозначения повышающей модификации:
ТДЦТГА-120000/220, понижающей - АТДЦТГ-120000/220.
(Буква Г обозначала грозоупорный, она отменена по мере
внедрения ГОСТ 11677-65, так как все трансформаторы и
автотрансформаторы ПО кВ и выше имеют гарантирован-
ную стойкость при грозовых перенапряжениях.) В эксплу-
6
атании до сих пор встречаются автотрансформаторы обеих
модификаций.
Основные данные и характеристики трансформатора ука-
зываются на заводском щитке, табличке. Щиток прикреп-
ляется к баку трансформатора. На нем указаны следую-
щие параметры: обозначение типа трансформатора; число
фаз; частота, Гц; род установки (наружная или внутренняя);
номинальная мощность, кВ-A, для трехобмоточных тран-
сформаторов - мощность каждой обмотки; схема и группа
соединения обмоток; напряжения на номинальной ступени и
напряжения ответвлений обмоток, кВ, номинальные токи,
А; напряжение короткого замыкания в процентах (фак-
тически измеренное); способ охлаждения трансформато-
ра; полная масса трансформатора, масла и активной части, т.
Основными характеристиками трансформатора являют-
ся прежде всего напряжение обмоток и передаваемая
трансформатором мощность. Передача мощности от одной
обмотки к другой происходит электромагнитным путем,
при этом часть мощности, поступающей к трансформато-
ру из питающей электрической сети, теряется в трансфор-
маторе. Потерянную часть мощности называют потерями.
При передаче мощности через трансформатор напря-
жение на вторичных обмотках изменяется при изменении
нагрузки за счет падения напряжения в трансформаторе,
которое определяется сопротивлением короткого замы-
кания. Потери мощности в трансформаторе и напряжение
короткого замыкания также являются важными харак-
теристиками. Они определяют экономичность работы трас-
форматора и режим работы электрической сети.
Потери мощности в трансформаторе являются одной
из основных характеристик экономичности конструкции
транформатора. Полные нормированные потери состоят
из потерь холостого хода (XX) и потерь короткого замы-
кания (КЗ). При холостом ходе (нагрузка не присоединена),
когда ток протекает только по обмотке, присоединенной к
источнику питания, а в других обмотках тока нет, мощность,
потребляемая от сети, расходуется на создание магнит-
ного потока холостого хода, т.е. на намагничивание маг-
нитопровода, состоящего из листов трансформаторной стали.
Поскольку переменный ток изменяет свое направление,
то направление магнитного потока также меняется. Это
7
значит, что сталь намагничивается и размагничивается
попеременно. При изменении тока от максимума до нуля
сталь размагничивается, магнитная индукция уменьшает-
ся, но с некоторым запаздыванием, т.е. размагничивание
задерживается (при достижении нулевого значения тока
индукция не равна нулю - точка N на рис. 1). Задержива-
ние в перемагничивании является следствием сопротив-
ления стали переориентировке элементарных магнитов.
Как видно из рис. 1, кривая намагничивания при пере-
мене направления тока образует так называемую петлю
гистерезиса, которая различна для каждого сорта стали и
зависит от максимальной магнитной индукции Втах. Пло-
щадь, охватываемая петлей, соответствует мощности, за-
трачиваемой на намагничивание. Так как при перемаг-
ничивании сталь нагревается, электрическая энергия,
подводимая к трансформатору, преобразуется в тепловую
и рассеивается в окружающее пространство, т.е. безвоз-
вратно теряется. В этом физически и заключаются потери
мощности на перемагничивание.
Кроме потерь на гистерезис при протекании магнит-
ного потока по магнитопроводу возникают потери на
вихревые токи. Как известно, магнитный поток индукти-
рует электродвижущую силу (ЭДС), создающую ток не
только в обмотке, находящейся на стержне магнитопро-
вода, но и в самом его металле. Вихревые токи протекают
по замкнутому контуру (вихревое движение) в месте ста-
ли в направлении, перпендикулярном направлению маг-
нитного потока. Для уменьшения вихревых токов магни-
топровод собирают из отдельных изолированных листов
стали. При этом чем тоньше лист, тем меньше элементар-
ная ЭДС, меньше созданный ею вихревой ток, т.е. меньше
потери мощности от вихревых токов. Эти потери тоже
нагревают магнитопровод. Для уменьшения вихревых
токов, потерь и нагревов увеличивают электрическое со-
противление стали путем введения в металл присадок.
В любом трансформаторе расход материалов должен
быть оптимальным. При заданной индукции в магнито-
проводе его габарит определяет мощность трансформатора.
Поэтому стараются, чтобы в сечении стержня магнитопро-
вода было как можно больше стали, т.е. при выбранном
наружном размере коэффициент заполнения к3 должен
8
Рис. 1. Петля гистерезиса
(зависимость индукции В
от тока намагничивания
п
быть наибольшим. Это достигается применением наиболее
тонкого слоя изоляции между листами стали. В настоящее
время применяется сталь с тонким жаростойким покры-
тием, наносимым в процессе изготовления стали и дающим
возможность получить к3 = 0,95-^0,96.
При изготовлении трансформатора вследствие различных
технологических операций со сталью ее качество в готовой
конструкции несколько ухудшается и потери в конструк-
ции получаются примерно на 25—50 % больше, чем в исход-
ной стали до ее обработки (при применении рулонной ста-
ли и прессовки магнитопровода без шпилек).
Для снижения потерь XX применяется не только сталь
более высокого качества, но и более современная конструк-
ция магнитопровода.
Кроме потерь XX существуют потери короткого замы-
кания - потери КЗ. В работающем трансформаторе ток,
как правило, не равен номинальному и вместо потерь КЗ
имеют место так называемые нагрузочные потери, кото-
рые при номинальном токе равны потерям КЗ, а при других
значениях тока получаются пересчетом пропорционально
квадрату тока. Нагрузочные потери - это тепловые поте-
ри в обмотках от протекания по ним токов нагрузки и до-
бавочные потери в обмотках и в элементах конструкции
трансформатора. Добавочные потери зависят в основном
от напряженности магнитного поля рассеяния. Поток
поля рассеяния характеризуется тем, что сцепляется не
со всеми обмотками и замыкается не только через актив-
9
ную сталь, но и через канал между обмотками и через ок-
ружающее пространство (не имеющее ферромагнитных
деталей), а также через ферромагнитные элементы кон-
струкции: стенки бака, ярмовые балки (’’консоли”), прес-
сующие кольца и др.
Благодаря отклонению потока рассеяния от направления
оси обмотки часть его пересекает витки обмотки в радиаль-
ном направлении. Радиальный поток проходит перпендику-
лярно большему размеру сечения провода витков, в проводе
наводится существенная вихревая ЭДС, и возникает замет-
ный вихревой ток, который вызывает дополнительный
нагрев провода Особенно резко это выражается у крайних
витков и катушек обмоток в ряде крупных трансфор-
маторов старой конструкции. Расчетами показано, что в
концевых катушках добавочные потери в ряде случаев
могут превышать основные тепловые потери в 3-4 раза.
Вследствие того что обмотки НН, рассчитанные на больший
ток, выполняются из многих параллельных проводников,
отдельные проводники занимают в магнитном поле раз-
личное положение и имеют несколько различную длину.
Поэтому в отдельных проводниках возникают неодинако-
вые ЭДС и, поскольку концы этих проводников соединены
вместе, в параллельных проводниках возникают уравни-
тельные циркулирующие токи, т.е. в одних проводниках
ток будет меньше, чем в других, за счет большего их сопро-
тивления. А так как выбор сечения проводников ведется
из расчета одинаковой плотности тока, то в результате
перераспределения тока в ряде проводников получается
большая плотность тока и, следовательно, нагрев больше
расчетного и больше местные тепловые потери.
Поле рассеяния, как было сказано, замыкается через
ферромагнитные части конструкции, расположенные вблизи
обмоток. Таковыми являются стенки бака трансформато-
ра, прессующие элементы стержней магнитопровода и
крайние пакеты активной стали, ярмовые балки и прес-
сующие кольца обмоток и некоторые другие. Из-за местных
концентраций напряженности магнитного поля возникают
местные нагревы, достигающие высоких значений, что
приводит к местным перегревам и разложению масла.
Особенно нежелательны вихревые токи в баке с нижним
разъемом. Поскольку в разъеме части бака не соприкасают-
10
ся, ток может проходить только через стяжные болты
разъема; отдельные болты в таких случаях могут нагре-
ваться чрезвычайно сильно. Чтобы исключить нежелатель-
ные перегревы, стенки бака мощных трансформаторов
изнутри имеют шунты (пакеты, набранные из полос электро-
технической стали). Крайние пакеты стержней магнитопро-
вода, через которые поток рассеяния проходит в перпенди-
кулярном направлении, в процессе работы трансформатора
также способны сильно нагреваться вихревыми потоками,
и местные нагревы могут достичь недопустимых пределов.
Такому же нагреву подвержены стяжные пластины, связы-
вающие верхние и нижние ярмовые балки у бесшпилечной
конструкции магнитопровода. Прессующие кольца обмоток,
изготовленные из конструктивной стали, и нижние ярмо-
вые балки также являются узлами сосредоточения потерь
и тем самым опасных перегревов.
Снижения потерь КЗ достигают за счет уменьшения
добавочных потерь, так как снизить тепловые (джоулевы)
потери в обмотках за счет снижения плотности тока в сило-
вых трансформаторах обычно невыгодно (повышается рас-
ход меди и т.п.), а в наиболее крупных трансформаторах
увеличить сечение меди почти не удается из-за транспорт-
ных ограничений.
Снижение добавочных потерь в обмотках достигается
различными конструктивными решениями.
Наиболее эффективным считается применение для
намотки многожильного транспонирования провода с боль-
шим числом отдельных изолированных жил. В этом случае
кроме уменьшения высоты проводника отдельные провод-
ники меняют местами (транспозиция), и этим достигается
снижение циркулирующих токов в параллельных провод-
никах. Электродинамическая стойкость таких обмоток при
КЗ несколько ниже, чем у обычных обмоток. Этот недостаток
в последние годы устранен путем склейки параллельных
жил транспонированного провода.
Концевые катушки делают расщепленными по высоте
и состоящими из двух параллельных катушек меньшей высоты.
Добавочные потери в стенках бака уменьшают примене-
нием магнитного экранирования бака шунтами, набранными
из полос трансформаторной стали. Поток рассеяния замы-
кается по этим шунтам, имеющим меньшее магнитное
11
сопротивление и меньшие удельные потери, чем конструк-
ционная сталь бака, и не попадает в стенку бака. Для сни-
жения добавочных потерь прессующие элементы и стяж-
ные пластины стержня выполняют из диамагнитных ста-
лей. Снижение потерь в ярмовых балках и прессующих
кольцах обеспечивается применением магнитных шунтов,
экранирующих полки балок, уменьшением размеров колец,
а также применением неметаллических деталей. Устране-
ние потерь от циркулирующих токов через распорные уст-
ройства достигнуто применением изоляционных прокладок
на пятах распорных домкратов.
Установка магнитных шунтов на ярмовых балках снижает
потери в них на 60-70 %, а в прессующих кольцах - на 50 %.
Рассмотрим физический смысл напряжения короткого
замыкания ик. Основной составляющей ик трансформато-
ров 1II-VIII габаритов является индуктивная составляю-
щая us, равная 1хк, где хк - индуктивное сопротивление
короткого замыкания.
При номинальной мощности более 10 MB-А, пренебрегая
активной составляющей иа, можно принять, что ua,% = us,%,
и zK, Ом = хк, Ом.
Индуктивная составляющая падения напряжения зависит
от мощности трансформатора и геометрических размеров
обмоток (диаметра, канала между обмотками, высоты
обмоток, ширины канала между обмотками) и ЭДС витка
обмотки. С одной стороны, исходя из того что реактивное
сопротивление трансформатора определяет падение напря-
жения в нем, целесообразно иметь его по возможности
небольшим, но, с другой стороны, при малом реактивном
сопротивлении увеличивается ток короткого замыкания
(КЗ) через трансформатор. Это, во-первых, влечет необ-
ходимость расчета и изготовления трансформатора на
большие электродинамические и термические воздейст-
вия тока КЗ и, во-вторых, требует применения в цепи транс-
форматора коммутационной аппаратуры также большей
электродинамической и термической стойкости к токам
КЗ. Поэтому с точки зрения работы трансформатора в энер-
госистеме должно быть выбрано оптимальное значение
ик. В трансформаторах I-I11 габаритов принимают ик = 4,5-5-7,5 %,
в серии двух обмоточных трансформаторов по кВ мощностью
2,5-70 MB-А (с РПН) ик = 10,5-5-11 %, в повышающих трансфор-
12
маторах 220-750 кВ оно равно 11-15 %, а автотрансформаторах
220-750 кВ (см. ниже) - немного меньше.
В трехобмоточных трансформаторах, естественно, получаются
три значения парных ик разных сочетаний обмоток, напри-
мер в серии трехобмоточных трансформаторов 6,3-80 МВ-А,
НО кВ, с РПН для основных ответвлений нормированы три
значения ик При расположении обмоток на стержне в по-
следовательности НН-СН-ВН значения ик равны: для пары
обмоток, расположенных первой и второй от стержня, т.е
НН и СН, - около 6 %, для наружной пары, т.е. СН и ВН, -
около 10,5 %, для пары НН и ВН 17 %. В стандартах норми-
рованы также значения ик всех пар обмоток при крайних
ответвлениях РПН.
В число регламентированных стандартами и технически-
ми условиями характеристик трансформатора входит ток
холостого хода. Ток холостого хода невелик по сравнению с
номинальным током нагрузки трансформатора и составляет
в новых крупных трансформаторах от 0,2 до 0,5 % номиналь-
ного тока, а в старых тарнсформаторах 1 и II габаритов -
до 10 %. Ток XX определяется качеством стали, конструк-
цией магнитопровода (например, конфигурацией стыков)
и качеством изготовления магнитопровода.
В эксплуатации нашли широкое применение автотранс-
форматоры напряжением 220 кВ и выше, причем изготов-
ляются, как правило, трехобмоточные автотрансформаторы,
т.е. такие, у которых кроме обмоток, связанных электриче-
ски, имеется обмотка, связанная магнитно. Обычно это
обмотка низшего напряжения, предназначенная либо
для присоединения генератора (на электростанциях) или
синхронного компенсатора (на подстанциях), либо для
питания местных потребителей на напряжениях до 35 кВ.
Широкое распространение автотрансформаторов объясняет-
ся экономическими выгодами - в основном меньшими зат-
ратами материалов при их изготовлении по сравнению с
трансформаторами той же мощности. Это объясняется тем,
что в обмотке СН (общей обмотке) автотрансформатора
с числом витков w2 (Рис. 2) протекает не ток стороны СН12, а
разность токов
Joo = k
13
Рис. 2. Принципиальная схема автотрансфор-
матора и токи в нем
где 1ОО - ток общей обмотки; - ток стороны ВН. Благодаря
этому сечение медных проводников общей обмотки снижа-
ется. Это снижение принято характеризовать коэффициен-
том выгодности а:
а
Ъ-1! _ t _ h______ _i_
h i2 ~ ~ к ’
(2)
где К = иг/и2 - коэффициент трансформации ВН/СН.
В свою очередь обмотка ВН (а по строгой терминологии
последовательная обмотка или ПО) имеет неполное число вит-
ков Wj вместо полного числа витков Wj = + w2 благодаря то-
му, что часть напряжения - ВН - создается непосредственно
электрическим соединением ПО и ОО. В обмотке ВН (ПО) по-
лучается тот же коэффициент выгодности:
(3)
Термины ’’обмотка ВН”, ’’обмотка СН” использованы в до-
кументации старых автотрансформаторов, а в новых - тер-
мины ’’общая обмотка”, ’’последовательная обмотка”.
Итак, количественно мощность обеих обмоток снижена
одинаково, т.е. обе они соответствуют трансформатору мощ-
ностью а£ном. Для двухобмоточных автотрансформаторов
без РПН коэффициент а одновременно является коэффи-
циентом типовой мощности, а само произведение aSHOM назы-
вают типовой мощностью автотрансформатора -$тип. Авто-
трансформаторное соединение дает выгоду, которая тем
больше, чем ближе друг к другу напряжения ВН и СН. Итак,
чем ближе К к единице, тем меньше масса и потери автотранс-
форматора по сравнению с таковыми аналогичного трансфор-
14
матора. Так, для двухобмоточного трансформатора без РПН
с сочетанием номинальных напряжений 220/110 кВ получается
экономия ровно в 2 раза, а при 330/220 кВ - ровно в 3 раза
по сравнению с обычным трансформатором.
Для пары сторон ВН—СН трехобмоточного автотрансфор-
матора напряжение КЗ должно было бы получиться меньше
тоже в а раз. (Доказательство можно найти в курсе электри-
ческих машин.) Это означало бы, что в автотрансформаторе
220/110 кВ вместо привычных 10-12 % получилось бы ик = 5-^6 %,
а при 330/220 или 750/800 кВ - не более 5 %. Однако такие
значения неприемлемы ни для самого автотрансформатора,
ни для коммутационной аппаратуры из-за чрезмерных токов
КЗ. Поэтому конструктор так меняет геометрию автотрас-
форматора, чтобы получить в нем примерно такое же значе-
ние ик пары сторон ВН и СН, как и в трансформаторе. Факти-
чески в большинстве новых автотрансформаторов ик приня-
то в пределах 11-13 %. Исключение составляют автотрансфор-
маторы 220/110 кВ с РПН, у которых ик резко меняется при
переходе к крайним ответвлениям, причем на одном из
них ик = 7 %, а на другом 20 %.
Значения ик между другими обмотками, т.е. для пар обмо-
ток НН и ВН или НН и СН, определяются конструктивными
особенностями: взаимным расположением обмоток и рас-
стоянием между ними, которое зависит от напряжения
обмоток. В трехобмоточном понижающем автотрансформа-
торе напряжение КЗ между обмотками НН и автотрансфор-
маторными (ВН и СН) обмотками имеет повышенное зна-
чение. Особенно это относится к паре сторон ВН-НН. Обмот-
ка ВН располагается далеко от стержня магнитопровода
(рис. 3, а), а обмотка НН является ближайшей к стержню.
Таким образом расстояние между обмотками НН и ВН полу-
чается значительным и, следовательно, ик имеет увеличен-
ное значение. Если трансформатор имеет регулировочную
обмотку, которая располагается между обмотками СН и
НН (или СН и ВН), то это еще более удаляет обмотку ВН от
обмотки НН и ик еще более возрастает.
В повышающих автотрансформаторах с расположением
обмотки НН в середине (рис. 3, б) ик между обмотками ВН и
НН имеет несколько меньшее значение, но зато увеличи-
вается значение ик между обмотками ВН и СН.
В автотрансформаторах действующих подстанций ик между
обмотками ВН и НН составляет от 20 до 35, иногда до 60 %
15
Рис. 3. Расположение обмоток в понижающем (о) и повышающем (б) автотранс-
форматорах:
1 — последовательная обмотка (обмотка ВН); 2 — общая обмотка (обмотка СН);
3 — обмотка НН
и более. Это значение получается, если относить его к но-
минальной мощности обмотки ВН (проходной) автотранс-
форматора, если же приводить его к мощности НН (типовой,
что физически более правильно, потому что мощность НН
меньше проходной), то значение ик получается соответст-
венно меньше.
Дополнительной характеристикой автотрансформаторов
является ток в общей части автотрансформаторной обмотки
(обмотке ОО), т.е. разность токов сторон ВН и СН. Ток общей
части можно контролировать только в тех автотрансформа-
торах, у которых имеется трансформатор тока в нейтрали
каждой (или, по крайней мере, одной) фазы. У однофазных
автотрансформаторов измерение тока может быть осуществ-
лено просто с помощью трансформаторов тока на нейтраль-
ном отводе одной фазы (до соединения в звезду внутри бака).
Ток в общей части указывают для того, чтобы в эксплуа-
тации не допускать превышения его при различных режимах
работы, в которых линейные токи обмоток не превосходят
номинальные значения, что может быть, например, при
комбинированном режиме - передаче мощности из обмот-
ки ВН в обмотку СН и одновременно из обмотки НН в об-
мотку СН.
Особенностью автотрансформатора является глухое за-
земление нейтрали автотрансформаторной обмотки. Посколь-
ку обмотки ВН и СН представляют собой две электрически
связанные обмотки, то волны перенапряжений, попадающие с
16
линии со стороны ВН, проходят в обмотки ВН и СН. Если
нейтраль заземлена, потенциал ее при прохождении вол-
ны по обмотке будет равен нулю, а потенциал на вводе об-
мотки СН будет ниже, чем на линейном вводе обмотки
ВН.' Если же нейтраль изолирована, то будет происходить
отражение волны от нейтрали, причем на нейтрали потен-
циал возрастает вдвое и распределение потенциала по об-
мотке может быть такое, что на вывод обмотки СН попадет
потенциал даже больший, чем на выходе обмотки ВН,
вследствие чего изоляция обмотки СН может повреждать-
ся, так как не рассчитана на такие потенциалы. Усиление
изоляции привело бы к значительнмоу усложнению и удо-
рожанию конструкции автотрансформатора. Поскольку
автотрансформаторы предназначены для работы в сетях
с большим током замыкания на землю, т.е. при глухом за-
землении нейтрали, то разземления нейтрали не требуется.
При необходимости для ограничения токов КЗ в нейтрали
может устанавливаться токоограничивающий реактор;
первые такие установки уже включены на ряде объектов.
2. Основные элементы конструкции трансформаторов
Современный мощный трансформатор представляет со-
бой сложное устройство, состоящее из большого числа раз-
личных конструктивных элементов, каждый из которых в
той или иной мере оказывает влияние на его работу.
Основными элементами трансформатора являются магни-
топровод и обмотки.
Магнитопровод представляет собой магнитную цепь транс-
форматора, по которой замыкается магнитный поток, а
обмотки - это электрические цепи, по которым протекает
электрический ток.
Магнитопровод вместе с насаженными обмотками пред-
ставляет собой активную часть трансформатора. Остальные
элементы являются его вспомогательными, неактивными
частями. Соединение различных частей обмоток между со-
бой, с выводами и переключателями ответвлений произво-
дится с помощью отводов.
Элементы конструкции трансформатора, по которым про-
текает электрический ток (обмотки, отводы и др.) и кото-
рые соединены между собой по определенной схеме, обра-
17
зуют электрическую цепь, изолированную относительно за-
земленных частей конструкции трансформатора. Изоляцион-
ные детали выполняются из различных твердых электро-
изоляционных материалов - электроизоляционного картона,
бумаги, дерева, гетинакса и т.п. Масляные трансформаторы
заливают трансформаторным маслом.
При эксплуатации трансформаторов возникает необходи-
мость изменения их коэффициента трансформации I (или
регулирования напряжения). Регулирование напряжения
у одних трансформаторов выполняют с отключением от сети,
а у других трансформаторов оно производится под нагруз-
кой (РПН). Для обеспечения РПН используется специаль-
ная аппаратура, состоящая из избирателя, предызбира-
теля, контактора с токоограничивающим сопротивлением
(или реактором в старых трансформаторах) и приводного ме-
ханизма, представляющих собой самостоятельные конст-
руктивные элементы, устанавливаемые снаружи на бак или
внутри бака на активной части.
Для присоединения обмоток трансформатора к сети служат
вводы, состоящие из токоведущей части (стержня или трубы),
фарфоровой покрышки и опорного фланца. Вводы устанав-
ливают на крышке или стенке бака, при этом их нижняя часть
находится в масле внутри бака, а верхняя - вне бака, в воз-
духе. Маслонаполненные вводы имеют собственный, автоном-
ный объем масла.
Активная часть трансформатора помещается в бак, слу-
жащий резервуаром для масла. Бак может иметь нижний или
верхний разъем в зависимости от габарита трансформатора.
Основные части бака: у одних трансформаторов - стенки,
дно и крышка, а у других, с массой активной части более
25 т, - поддон и съемная часть (колокол). Колокол исполь-
зуют для установки вводов, выхлопной трубы (или предохра-
нительных клапанов), крепления расширителя, пристав-
ных устройств РПН и установки контрольно-измерительных
устройств, охладителей навесной системы охлаждения и других
деталей.
На стенке бака (колокола) обычно у трансформаторов
укрепляют охладительные устройства - радиаторы или ох-
ладители (навесной системы охлаждения типа ДЦ).
В зависимости от габарита к дну бака (поддону) крепят-
ся тележка или каретки, позволяющие перевозить транс-
18
форматоры по рельсовым путям с небольшой скоростью в
пределах подстанции (электростанций).
Магнитопровод силовых трансформаторов всех габаритов
изготовляется из холоднокатаной анизотропной электро-
технической стали. Такая сталь поставляется в рулонах и
состоит из непрерывной ленты, максимальная масса рулона
5 т, наибольшая ширина не более 1000 мм, толщина стали
0,29-0,35 мм, удельные потери при магнитной индукции
1,7 Тл и частоте электрического тока 50 Гц располагаются в
диапазоне 1,2-1,4 Вт/кг. Создание конструкций магнито-
провода из рулонной электротехнической стали позволи-
ло значительно снизить потери XX, а также создать прогрес-
сивные конкурентоспособные конструкции магнитопрово-
дов с улучшенными характеристиками XX. Магнитопрово-
ды трансформаторов до 1000 кВ-A включительно (1 и И га-
баритов) имеют как планарную, так и пространственную
(витую или стыкованную) конструкцию. Переход от магнито-
провода шихтованной конструкции к пространственной ви-
той позволил снизить потери XX трансформатора на 25 % и
уменьшить массу активной стали трансформатора (магнито-
провода) на 12 %. Магнитопроводы трансформаторов Ш га-
барита и выше имеют планарную конструкцию с комбини-
рованным или косым стыком в местах сопряжения стержней
и ярм. Ояжка стержней магнитопровода производится
стеклобандажами. Прессовка ярм производится ярмовыми
балками, стягиваемыми металлическими полубандажами,
которые изолированы относительно балок для исключения
замкнутого контура, приводящего к появлению недопусти-
мых циркулирующих токов. Нижние и верхние балки ярм
также изолированы и связаны металлическими пласти-
нами, рассчитанными на вес активной части с обмотками в
запресованном состоянии. У мощных трансформаторов
нижние ярмовые балки имеют шунты (пакеты из трансфор-
маторой стали) для экранирования потока рассеяния.
Обмотки и изоляционная конструкция. В зависимости от
габарита трансформаторов применяются различные по
конструкции обмотки. Для обмоток мощных трансформато-
ров, как правило, применяют обмоточный провод прямоуголь-
ного поперечного сечения с бумажной изоляцией. При боль-
ших токах применяются подразделенный провод, состоящий
из нескольких параллельно расположенных ветвей, и трас-
19
полированный провод, т.е. многожильный (до 36 жил с соб-
ственной изоляцией) провод с перекладкой отдельных жил.
Для многослойных обмоток трансформаторов I и II габаритов
используют провод круглого сечения разного диаметра.
В трансформаторах больших мощностей применяются
обмотки следующих типов:
непрерывная, состоящая из ряда секций (катушек) с ка-
налами между ними; в каждой секции - по нескольку вит-
ков, намотанных в виде спирали один на другой. Такие об-
мотки имеют большую торцевую опорную поверхность и,
следовательно, большую в сравнении с другими типами об-
моток стойкость к электродинамическим воздействиям
от токов КЗ. Большинство непрерывных обмоток наматыва-
ют без паек между отдельными катушками благодаря тех-
нологической операции по перекладке проводов в каждой
четной по счету катушке. Непрерывные обмотки без паек
широко применяют в трансформаторах класса напряжения
ПО кВ в качестве обмоток ВН, СН, НН, а также в трансфор-
маторах и автотрансформаторах 220 кВ и выше в качестве
обмоток СН и ВН;
переплетенная для трансформаторов 500 кВ и выше. Кон-
струкция такой обмотки лучше обеспечивает требуемый
уровень импульсной прочности изоляции обмоток. Вход-
ная зона (линейного конца обмотки) благодаря переплете-
нию витков, т.е. благоприятному распределению импуль-
сных напряжений не имеет экранирующих витков и допол-
нительной изоляции дисковых входных катушек. Однако
такой тип обмотки требует применения обмоточных про-
водов с высоким качеством поверхности или усиления вит-
ковой изоляции. Кроме того, в течение длительной работы
трансформатора не должно быть искажения геометрии ка-
налов (что возможно из-за усадки некачественного электро-
картона), так как в результате искажения распределения
емкостей между катушками ухудшается импульсная проч-
ность изоляции во входной зоне обмотки;
винтовая для обмоток НН, состоящая из ряда витков,
наматываемых по винтовой линии, с масляными каналами
между рядами. Каждый виток имеет несколько параллель-
ных проводов, укладываемых вплотную в радиальном на-
правлении. Такие обмотки могут быть как одноходовые, так
и многоходовые. Отдельные хода (ветви обмоток) соеди-
20
Рис. 4. Схемы обмоток:
а — обмотка без регулировочных ответвлений с вводом на конце; б — обмотка
без регулирования ответвлений с вводом посредине; в — прямая схема с регу-
лировочными ответвлениями посредине (трансформатор с переключением
ответвлений типа ПБВ); г — прямая схема с регулировочными ответвления-
ми на 1/4 и 3/4 высоты обмотки (трансформаторы с ПБВ) и с вводом посреди-
не; д — оборотная схема с регулировочными ответвлениями (трансформаторы
с РПН) в нейтрали и вводом на конце; е — прямая схема с ответвлениями РПН
няются параллельно. Параллельные провода располагаются
на различном расстоянии от оси обмотки, и поэтому длина и
положение их относительно магнитного поля различны.
Это может привести к возникновению уравнительных то-
ков. Устранение этого явления достигается транспозицией
(поочередной переменой места) проводов витка или при-
менением транспонированного провода, хотя обмотка из
транспонированного провода, как уже указано, несколько
уступает по электродинамической стойкости такой же об-
мотке, но изготовленной из подразделенного провода. Од-
нако применение транспонированного провода позволяет
значительно снизить тепловые потери от вихревых токов в
крайних витках и упрощает конструкции обмотки.
Схемы обмоток отличаются большим разнообразием (рис. 4).
Применение той или иной схемы зависит от диапазона ре-
гулирования и номинальной мощности трансформатора, а
также от некоторых других факторов. Например, при одном
и том же диапазоне изменения коэффициента трансформа-
ции ± 5 % при номинальной мощности примерно до 10 МВ-А
применяют более простую схему с ответвлениями на сере-
дине высоты обмотки по рис. 4, в, а при большей мощности -
21
схему по рис. 4, г. Это объясняется стремлением конструк-
тора уменьшить осевые силы при КЗ, которые зависят от
степени неравномерности обмотки. При ответвлениях по
рис. 4, в неравномерность больше, поэтому эту схему приме-
няют для меньшей мощности, а схему по рис. 4, г - при боль-
шей мощности.
Изоляция обмоток трансформаторов подразделяется на
продольную и главную. Продольная — это изоляция между
отдельными элементами данной обмотки (витками, катуш-
ками, слоями). Главная — это изоляция между обмотками
разных фаз, а также обмоток относительно заземленных
частей. Эта изоляция, как и вся изоляция обмоток в целом,
в процессе работы подвергается электрическим воздейст-
виям (рабочего напряжения, коммутационных и атмосфер-
ных перенапряжений), механическим воздействиям от
токов КЗ, тепловым — в основном от нагрева проводов то-
ком нагрузки, химическим - вследствие происходящих в
трансформаторе химических процессов, вызванных окис-
лением масла и появлением посторонних примесей.
Электрическая прочность изоляции определяется проч-
ностью масляных промежутков и диэлектрическими свойст-
вами изоляционных барьеров (цилиндров, угловых шайб),
расположенных в определенной последовательности.
Цилиндры, расположенные между обмоткой и стержнем
магнитопровода и между обмотками, выполняются из нес-
кольких слоев тонкого электроизоляционного картона и
устанавливаются на изоляционные детали нижней ярмовой
изоляции. Ярмовая изоляция является изоляционным
барьером между обмотками, нижним ярмом и ярмовой бал-
кой, а также между выводным концом обмотки и полкой яр-
мовой балки. Перегородки между внешней обмоткой ВН
и баком также выполняются электрокартонным цилиндром,
опирающимся на выступы прокладок ярмовой изоляции.
Междуфазные перегородки в трехфазных трансформаторах
выполняются на всю высоту обмотки или располагаются в
зоне обмотки, где имеется наибольшая разность потенциа-
лов между ближайшими точками обмоток разных фаз.
Для создания масляных каналов между секциями об-
мотки устанавливаются прокладки, имеющие крепление
(фасонный вырез) с продольными рейками. Монолитность
обмотки достигается прижатием витков друг к другу и к
22
изоляционным деталям, разделяющим их. За счет трения
создается достаточное сопротивление сдвигу как в осевом,
так и в радиальном направлении, и тем самым обмотка мо-
жет противостоять электродинамическим воздействиям,
возникающим при КЗ.
В современных конструкциях трансформаторов при уста-
новке обмоток на магнитопровод обмотки не расклинивают
относительно магнитопровода. Расклинивание невозможно
из-за крепления стержней магнитопровода стеклобандажами.
Поэтому обмотки как правило НН, имеют меньшую жест-
кость, чем при расклинивании их относительно магнито-
провода.
В осевом направлении прессовка обмоток осуществляется
прессующими винтами или домкратами, упирающимися в
верхнюю ярмовую балку и прессующие кольца, передающие
усилие прессовки на обмотку. Прессующие кольца у боль-
шинства трансформаторов зыполняются из стали. Они имеют
вырез, чтобы не было короткозамкнутого витка. Для сниже-
ния добавочных потерь кольца делают из маломагнитной
или из рулонной трансформаторной стали с проклейкой и
запечкой витков. В трансформаторах 110 кВ применяются
прессующие кольца из специального изоляционного древес-
но-слоистого пластика.
Отводы располагаются внутри бака и обеспечивают соеди-
нение обмоток между собой с переключателями и вводами.
В зависимости от класса напряжения обмоток в качестве
отводов применяются круглый одножильный стержень, гиб-’
кий многожильный провод (типа БОТВ), а также шины пря-
моугольного сечения или трубы. Отводы обмоток НН боль-
шинства трансформаторов в месте присоединения к вводу
имеют гибкий компенсатор (демпфер), который позволяет
избежать поломки отвода из-за толчков при транспортиров-
ке трансформатора и др. Отводы крепятся через деревян-
ные планки (буковые) с верхней и нижней ярмовыми балка-
ми. Схема соединения отводов зависит от конструкции и
группы соединения обмоток, а также от способа регулирова-
ния напряжения. Отводы НН мощных трансформаторов
выполняются жесткими плоскими шинами (или трубами),
изолируются по всей длине для предупреждения перекры-
тия изоляции между отводами разных фаз. Отводы НН из
труб имеют лучшее охлаждение за счет циркуляции масла
23
внутри труб. Отводы ВН трансформаторов 220 кВ (и у некото-
рых трансформаторов ПО кВ) и выше, как правило, выполня-
ются от середины обмотки ВН, имеющей две половины обмотки,
соединенные параллельно (’’ввод в середину высоты”, рис. 4, б).
Вводы предназначены для присоединения обмоток к
сборным шинам подстанции. Ввод состоит из трех основных
элементов:
а) токоведущей части (в виде стержня или кабеля); к ее
нижнему концу, находящемуся в масле в баке трансформа-
тора, присоединяют соответствующий отвод, соединенный
с обмоткой, к ее верхнему концу, находящемуся в возду-
хе, присоединяют ошиновку;
б) металлического фланца, служащего для крепления к
крышке бака;
в) фарфорового изолятора, представляющего собой основу
изоляционной конструкции ввода. В такой конструкции
присоединение ввода к отводу обмотки производится через
люки в баке трансформатора, что не вполне удобно. В этом
отношении более удобны так называемые ’’съемные вводы”,
так как их установку, так же как и снятие с бака трансфор-
матора, можно производить, не имея люков в баке. Масло,
заполняющее внутреннюю полость вводов напряжением до
35 кВ включительно, сообщается с маслом трансформатора.
Маслонаполненные вводы ПО кВ и выше (кроме вводов с
твердой изоляцией) имеют собственный объем масла, ко-
торый не сообщается с маслом в баке трансформатора.
Такие вводы имеют внутреннюю довольно сложную бумаж-
но-масляную или маслобарьерную в старых конструкциях
изоляцию. Верхняя и нижняя фарфоровые покрышки, стянутые
втулкой, образуют изолированный объем масла и обеспе-
чивают внешнюю изоляцию. Вводы ПО кВ изготовляют
также с твердой изоляцией. Для компенсации температур-
ных изменений у негерметичных вводов применяется
расширитель с указателем уровня масла, а у герметичных
вводов - компенсирующее сильфонное устройство, поме-
щенное в верхней части ввода или же в отдельном вынос-
ном баке, соединенном трубкой с вводом. Давление во внут-
ренней полости герметичных вводов контролируется мано-
метром. Расширители негерметичных вводов имеют воз-
духоосушители с масляным затвором.
Трансформаторы тока предназначены для возможности
измерения обычными приборами больших токов, протекаю-
24
щих в обмотках трансформаторов. При напряжениях до 35 кВ
включительно трансформаторы тока обычно встраивают в
отводы соответствующей обмотки, а при напряжении ПО кВ
и выше их устанавливают внутри ввода. В большинстве
случаев вводы на напряжение ПО кВ и выше (рис. 5, 6) уста-
Рис. 5. Негерметичный маслонаполненный ввод;
а — общий вид; б — измерительный вывод для вводов без приспособления
для измерения напряжения (ПИН); в — то же для вводов с ПИН; 1 — централь-
ный стержень — труба; 2 — изоляционный остов; 3 — втулка соединительная;
4 — фарфоровые покрышки; 5 — расширитель с гидравлическим затвором; 6 —
маслоуказатель; 7 — контактный зажим; 8 — экран нижний; 9 — экран механи-
ческого крепления; 10 — воздухоосушитель; 11 — проводник заземляющей об-
кладки; 12 — вывод для измерительной обкладки (выводится в коробку из-
мерительного вывода); 13 — вывод от заземляемой обкладки (присоединяется
к соединительной втулке) 25
Рис. 6. Герметичный маслонаполненный
ввод:
1 — зажим контактный; 2 — покрышка
верхняя; 3 — косынка грузовая; 4 — вен-
тиль; 5 — втулка соединительная; 6 —
трубопровод; 7 — манометр; 8 — бак дав-
ления; 9 — коробка измерительного вы-
вода; 10 — пробка для выпуска воздуха
из трансформатора; 11 — газоотводный
патрубок; 12 — покрышка нижняя; 13 —
нижний экран
Рис. 7. Схема переключателя барабанно-
го типа П-6 для трансформаторов с ПБВ
навливают не непосредственно на крышке бака, а на проме-
жуточный цилиндрический фланец (адаптер). Трансфор-
маторы тока размещаются в этом же цилиндрическом фланце.
Переключающие устройства обеспечивают изменение коэф-
фициента трансформации путем переключения ответвле-
ний обмотки для поддержания необходимого уровня напря-
жения у потребителей, а также в самих электрических сетях
высокого (до 220 кВ) и сверхвысокого (330-750 кВ) напряже-
ний. Существуют два вида переключения ответвлений:
а) переключение без возбуждения (ПБВ) - при отключении
всех обмоток от сети, т.е. с прекращением электроснабже-
ния всех потребителей, питаемых от данного трансформа-
26
тора. Такие переключения производят редко. В отечествен-
ных трансформаторах диапазон ПБВ всегда равен ± 5 %;
б) регулирование под нагрузкой (РПН), т.е. без отключе-
ния от сети и без перерыва электроснабжения. Такие пере-
ключения могут производиться часто в соответствии с из-
менением нагрузки и подведенного напряжения в течение
года и суток. В отечественных трансформаторах общего наз-
начения диапазон РПН обычно равен ± 9 или ± 12 %, а в серии
трансформаторов 110 кВ ± 16 %. В преобразовательных и элек-
тропечных трансформаторах диапазон часто бывает значи-
тельно больше.
В соответствии с двумя видами переключения ответвле-
ний сами переключатели тоже называют переключателями
ПБВ или РПН.
Основными элементами устройства ПБВ являются си-
стема неподвижных контактов, соединенных с соответст-
вующими регулировочными ответвлениями обмотки, и
система подвижных контактов, соединяющих последова-
тельно те или иные неподвижные контакты. Примером уст-
ройства ПБВ является распространенный отечественный
однофазный переключатель барабанного типа П-6 (рис. 7).
Управление переключателем осуществляется ручным при-
водом, расположенным на крышке бака. Вал привода с по-
мощью штанги связан с коленчатым валом переключателя.
Переключатель типа П-6 обеспечивает регулирование в
пределах пяти положений. Наряду с переключателями ба-
рабанного типа применяются переключатели реечного типа
с ламельными контактами.
В устройстве регулирования напряжения под нагрузкой
(РПН) различают следующие основные части:
контактор, обеспечивающий переход на подготовленное
избирателем рабочее положение без разрыва токовой цепи и
гашение при этом электрической дуги;
избиратель, подготавливающий необходимое рабочее
положение; некоторые конструкции устройств РПН помимо
избирателя имеют и предызбиратель;
приводной механизм, обеспечивающий переключение
контактора и избирателя;
токоограничивающее сопротивление, предназначенное
Для уменьшения циркулирующего тока, который возни-
кает в процессе переключения. В РПН трансформаторов
27
Рис. 8. Схемы регулирования напряжения автотрансформатора:
а — положение витков обмотки ВН, при котором индукция наибольшая
^тах1"' ~ положение переключателя, при котором индукция наименьшая
(Bmin); е — регулирование с помощью регулировочного трансформатора; г —
регулирование без реверсирования; д, е — регулирование с реверсированием
ранних выпусков для этой цели применялось индуктив-
ное сопротивление, представляющее собой реактор, в РПН
трансформаторов поздних выпусков - активное сопротив-
ление, т.е. резистор.
Устройства РПН, имеющие индуктивное сопротивление,
называются реакторными устройствами (наиболее распро-
страненные типы таких устройств - РНТ-9, РНТ-13). Устрой-
ства РПН, имеющие активное сопротивление, называются
резисторными устройствами или быстродействующими.
На отечественных трансформаторах применяют отечествен-
ные устройства РПН, например ЗРНОА, РНОА, и импортные,
изготовляемые Болгарией (типы PC-3, РС-4 и РС-9) и Герма-
нией (типы SDV, SCV и SAV).
Контакторы, применяемые в отечественной практике,
выполняют с разрывом дуги в масле, воздухе, газе, вакууме
или без разрыва дуги с использованием полупроводников.
В силовых трансформаторах в большинстве случаев приме-
няют контакторы с разрывом дуги в масле.
Трансформаторы с РПН имеют одну из трех основных схем
регулирования: без реверсирования (рис. 8, а и б), с ревер-
28
Рис. 9. Последовательность работы переключателя устройства РПН реакторного
типа:
и ~ переключатели- и К2 — контакторы; Д — реактор; О — обмотка
трансформатора с регулировочными ответвлениями 1, 2 и т.д.; I — ток нагрузки;
1и - циркулирующий ток
сированием с использованием грубой ступени (рис. 8, е), а
также с реверсированием и подключением грубой ступени
предызбирателем (рис. 8, г-е). Схема регулирования без
реверсирования несложна. В схеме с реверсированием диа-
пазон регулирования увеличивается за счет двукратного
обхода всех ступеней регулировочной обмотки (РО), т.е.
сначала при согласном, а затем при встречном включении
витков РО и основной части обмотки. При наличии грубой
ступени предызбиратель используют для ее подключения
или отключения.
Последовательность работы переключающегося устрой-
ства реакторного типа представлена на рис. 9, где показаны
участок обмотки РО с регулировочными ответвлениями
1, 2 (остальные ответвления не показаны), переключатели
П1иП2, контакторы и К2 и реактор L. На рис. 9, а все эле-
менты устройств находятся в рабочем состоянии - пере-
ключатель на ответвлении 2. При этом через каждый пере-
ключатель и контактор, а также по каждой половине обмот-
ки реактора протекает половина нагрузочного тока транс-
форматора. Так как ветви (плечи) реактора имеют разное
направление намотки (левое и правое), то магнитные поля
ветвей реактора взаимно уравновешиваются и результи-
рующая индуктивность реактора при этом близка к нулю.
ри переводе с ответвления 2 на 1 совершается полный цикл
перехода, который состоит из шести отдельных операций,
29
производимых в следующей последовательности. Сначала
отключается контактор Ку (рис. 9, б), и тем самым обесто-
чивается цепь переключателя Пу, при этом через переклю-
чатель П2 и контактор К2 временно протекает полный ток
нагрузки. Затем обесточенный переключатель Пу переходит
из положения 2 в положение 1. Далее снова включается
контактор Ку (рис. 9, в). Это положение называется положе-
нием ’’мост”. В этом положении по замкнутому контуру,
образованному участком обмотки, переключателями и реак-
тором, протекает циркулирующий ток /ц. Реактор в положении
’’мост” ограничивает циркулирующий ток, т.е. исключает
перегрузки обмотки, переключателя и контакторов. Далее
производится отключение контактора К2 (рис. 9, г) с обесто-
чиванием цепи переключателя П2, после чего переключа-
тель переходите положение 1. Во время этих двух операций
весь нагрузочный ток протекает через переключатель Пу и
контактор Ку. Завершается весь цикл включением контак-
тора К2 (рис. 9, д). Все описанные операции производятся
последовательно с помощью привода, снабженного электро-
двигателем (возможно переключение вручную). Поскольку ре-
актор рассчитан на длительное протекание тока нагрузки, то в
устройствах РПН реакторного типа не требуется высокое
быстродействие механизма. По той же причине возможна
работа переключателя в положении ’’мост”, которое также
является рабочим положением и позволяет увеличить
число ступеней регулирования.
Резисторные устройства РПН снабжены контакторами
с пружинным переключающим механизмом быстро опроки-
дывающего (тумблерного) типа. По кинематической схеме кон-
такторы устройств производства Германии — рычажные, а произ-
водства Болгарии - роторные. Последовательность работы кон-
тактов контактора быстродействующих устройств РПН по-
казана на рис. 10. В положении ’’мост” (рис. 10, г) ток нагруз-
ки, проходит по двум параллельным ветвям и два соседних
ответвления обмоток РО оказываются кратковременно
замкнутыми через токоограничивающее сопротивление (ре-
зисторы). При этом возникает циркулирующий ток, значе-
ние которого в рабочем режиме определяется напряжением
ступени регулирования и сопротивлением токоограничи-
вающего резистора. По этой схеме работают все устройства
РПН производства Германии. Характерным для этой схемы яв-
30
Рис. 10. Последовательность работы контактов быстродействующих устройств
РПН в процессе переключения с нечетной ступени на четную ступень:
а — исходное положение; б—д — промежуточные положения; е — конечное
положение; 1, 2 — положения контактов устройств при переключении; Kj—Кд —
контакты контактора; Пр — контакты избирателя; Rp ~ резисторы токоог-
раничивающие
ляется то, что главные контакты не участвуют в коммута-
ции тока.
На рис. 11 показан пример последовательности работы
быстродействующего контактора.
В переключающих РПН производства Болгарии отсут-
ствуют вспомогательные контакты, поэтому главные кон-
такты коммутируют ток, обусловленный падением на-
пряжения на токоограничивающем резисторе. Схемы кон-
такторов различны в зависимости от номинального тока. Все
контакторы производства Германии с номинальным током бо-
лее 400 А имеют сдвоенные дугогасительные и главные контак-
ты. Главные контакты выполнены розеточными. Для контак-
торов на токи более 800 А (переключающие устройства типа
SCV1 на токи соответственно 1100, 1250 и 1600 А) в цепи
контакторов включены делители тока, облегчающие усло-
31
Рис. 11. Последовательность работы контактов
контакторов типа КНОА:
а—ж — положения контактов при переклю-
чении; Kjr, KjB, *1д - соответственно глав-
ные, вспомогательные и дугогасящие контакты
нечетного плеча; ^2г> ^2в> ^2д ~ соответствен-
но главные, вспомогательные и дугогасящие
контакты четного плеча; R — токоограничивающий резистор
вия работы контактов при отключении тока, обусловлен-
ного падением напряжения на токоограничивающих сопро-
тивлениях. На однофазных переключающих устройствах
TnnaSAVlHa 1600 А применены сдвоенный контактор и де-
литель тока, предназначенный для выравнивания тока
между контакторами во время коммутаций.
Контактор переключающих устройств типа PC выполнен
без вспомогательных контактов, причем дугогасительные
контакты замыкаются только во время переключения.
Устройства типа PC выпускаются как в трехфазном, так и
в однофазном исполнениях. Переключающие устройства
РПН снабжены струйными реле (VRF-25/10 производства
Германии и RS-1000 производства Болгарии) и предназначе-
ны для своевременного предотвращения развития аварии при
повреждении контакторов. В отличие от газового струйное
реле не работает при утечке масла и заполнении корпуса реле
воздухом или газом. Струйное реле, располагаемое между
баком контактора и расширителем срабатывает при задан-
ной скорости струи масла (в пределах 0,9-2,5 м/с в зависи-
мости от типа устройства РПН) в сторону расширителя.
С учетом особенностей быстродействующих устройств
РПН на приводной механизм накладывается особая ответ-
32
ственность. Основными узлами приводного механизма яв-
ляются электродвигатель, редуктор и электрическая схема
управления с защитой и блокировкой. Механизм обеспе-
чения переключения устройства РПН с фиксацией положе-
ния может управляться как автоматически, так и вручную.
Переключение с помощью рукоятки используется, как пра-
вило, только при ремонте и наладке устройств РПН и его
привода. В рабочем состоянии трансформатора ручной способ
переключения не применяется, так как возможны непра-
вильная фиксация положения переключающего устройства
и недопустимая затяжка цикла переключения. Чтобы ис-
ключить такую возможность, при вставленной в привод ру-
коятке цепи электрического управления приводом разры-
ваются. При температуре ниже -20 °C возрастает вязкость
масла, а вместе с тем и увеличивается сопротивление дви-
жению в кинематической схеме контактора. Поэтому для пре-
дупреждения повреждения предусматривается блокировка
в цепи электрического управления. Внедрение арктиче-
ского масла с температурой застывания -60 °C обеспечит
работу устройств при низких температурах.
Технические данные переключающих устройств и приво-
дов устройств РПН приведены в табл. 1 и 2.
Бак, расширитель и охлаждающее устройство. Бак масля-
ного трансформатора представляет собой резервуар для масла,
внутри которого устанавливается активная часть трасфор-
матора. Бак является также опорной конструкцией, на ко-
торой устанавливаются все основные узлы трансформатора
(навесная система охлаждения, вводы совместно с транс-
форматорами тока, устройства регулирования напряжения,
расширитель и т.д.). Форма и размеры баков в плане и по вы-
со~'°. определяются конфигурацией и размерами активной
части трансформатора с учетом необходимости размещения
вводов, переключателей, отводов и др. Требования к транс-
портабельности также значительно влияют на форму баков,
так как вместе с транспортером он должен вписываться в
соответствующий железнодорожный габарит. В целях макси-
мального снижения грузоподъемности подъемных средств
на подстанции современная конструкция бака в зависимос-
ти от веса активной части предусматривает для ее выем-
ки верхний или нижний разъем бака. При нижнем разъеме
(как правило, у мощных трансформаторов) нет необходи-
33
2 6317
Таблица 1. Технические данные переключающих устройств
Тип Номинальный ток, А Класс изоля- ции, кВ Максимальное число положе- ний
РНТ-9-100/35 100 35 17
РНТ-13-625/35 625 35 17
РНТ-18-1200/35 1200 35 23
РНТ-20-625/35 625 35 23
РНТА-35/320 320 35 18
РНОА-35/ЮОО 1000 35 40
РНОА-ПО/ЮОО 1000 ПО 15
ЗРОНА-НО/ЮОО 1000 110 12
РНОА-ЦО/ЮОО 1000 НО 40
РНОА-1Ю/1250 1250 110 12
РНОА-220/1250 1250 220 16
РНОА-220/2000 2000 220 16
SCV1-1000 1100 41 19
SCV1-1000 1100 41 19
SDV1-630 630 41 19
SDV1-1250 1250 41 19
SAV1-1600 1600 220 13
РС-4 400 35 17
РС-3 400 35 19
РС-4 200 35 19
РС-4 200 35 27
РС-4 400 35 19
РС-4 400 150 19
РС-4 630 35 19
РС-9 200 35 19
РС-9 400 35 19
РС-9 630 35 19
* н — навесное исполнение; п — погружное исполнение.
Примечания: 1. Для расширения регулирования все избиратели в таблице
предызбирателями.
2. Устройства типа РНТ имеют индуктивное токоограничивающее сопротивле
3. Устройства навесного исполнения установлены в собственном навесном ба
форматора.
34
Исполне- ние* Крутящий момент на валу, Н-м Масса РПН без масла, кг Масса мас- ла в контак- торе, кг
Количество фаз Тип привода
3 МА-2 н — 209 —
3 ПДП-4У п — 1050 200
3 МП-4 п — 1646 1250
3 МА-1 п — 1300 390
3 ПДП-4У п 45 930 160
1 ПДП-4У н 147 3900 230
1 ПДП-4У п 147 1000 300
3 ПДП-4У н 147 2033 150
1 ПДП-4У п 156 1600 400
1 ПДП-4У п 117 933 235
1 ПДП-4У п 245 1063 317
1 ПДП-4У п 294 1530 600
3 ЕМ-1 н 117 3750 250
1 ЕМ-1 п 117 840 250
3 ЕМ-1 п 98 980 150
3 ЕМ-1 п 98 1400 480
1 ЕМ-1 п 98 1100 300
3 МЗ-2 п 24,5 470 150
3 МЗ-2 п 25 500 200
3 МЗ-2 п 24 295 130
3 МЗ-4 п 24 295 130
3 МЗ-4 п 24 295 130
1 ИЗ-4 п 24 235 173
3 МЗ-4 п 24 285 130
3 МЗ-4 п 24 285 140
3 МЗ-4 п 24 285 100
3 МЗ-4 п 24 285 100
РПН, кроме РНТ-9-100/35, РНТ-13-625/35, РНОА-110/Ю00 и SAV1-1600, оборудуются
ние, остальные — активное. Масса РПН приводится без учата массы реактора,
ке, а погружного исполнения погружены в один бак с активной частью транс-
35
Таблица 2. Технические данные приводов устройств РПН
№ п/п. Тип Мощность электродвига- теля, кВт Вид редуктора Количество положений
1 ПДП-4У 0,8 Червячный 9—43
2 МА-1 0,4 Шестеренчатый 6-90
3 МА-2 0,27 9
4 МП-4 1 > J 22
5 МЗ-2 1Л Планетарный 1-38
6 ЕМ-1 0,6 Редукторный 1-35
двигатель
Примечание. В редукторах пп. 1-4 применяется смазка ЦИАТИМ-201 или
мости поднимать для осмотра активную часть. Для произ-
водства ремонтных работ на активной части достаточно
поднять верхнюю съемную часть (колокол), вес которой
не превышает 10-15 % полного веса трансформатора. Уплот-
нение разъема обеспечивается резиновыми прокладками
(одной или двумя параллельно расположенными проклад-
ками). Нажатие уплотнения достигается болтовым соеди-
нением.
Для передвижения в пределах подстанции по железно-
дорожным рельсам как в продольном, так и в поперечном
направлениях трансформаторы имеют переставные катки.
На баке предусмотрены приспособления для подъема его
краном или домкратами в полностью собранном и залитом
маслом состоянии, для стягивания на шпальную клеть,
а также подъема отдельно верхней части. В конструкциях
с нижним разъемом бака необходимо перед зачаливанием
(строповкой) трансформатора убедиться в том, что конкрет-
ные приспособления рассчитаны на подъем полностью соб-
ранного трансформатора.
На стенке бака располагаются шкафы зажимов и шкафы
управления системы охлаждения, к которым подводят кабели
от контрольной и измерительной аппаратуры, а также щита
управления. На баке мощных трансформаторов предусмотре-
ны краны для заливки масла и присоединения маслоочис-
36
Число оборо- тов рукоятки на одно пере- ключение Число оборо- тов выходно- го вала на од- но переклю- чение Время пере- ключения на одно поло- жение, с Масса, кг Длина х ширина х х высота, мм
15,5 0,5; 1 10; 3 225 755x915x530
2; 4 0,5; 1 3 200 655x800x445
1 0,1 1 183 800x730x600
8 1 3 450 1030x840x896
12 33 5,6 120 890x660x328
15 6 5,7 140 1155x578x352
ГОИ-54, п. 5,6 — масло веретенное.
тительной установки, присоединения вакуум-насоса, сли-
ва остатков масла (специальная пробка на дне бака), слива
масла из трансформатора и маслоочистительной установ-
ки, взятия пробы масла на анализ.
Все масляные краны и пробки должны иметь приспособ-
ления для пломбирования. На баке сложной конфигурации
имеются упоры, позволяющие стоять на крышке, а также
пластины для закрепления приспособлений для выполне-
ния монтажных и ремонтных работ. Кроме того, имеются
люки для проверки правильности установки вводов 220 кВ
и выше, а также патрубки для присоединения охладителей
системы охлаждения и термосифонных фильтров.
Чтобы зафиксировать положение активной части в баке
и предупредить ее смещение при перемещении трансформа-
тора, к дну бака с внутренней стороны приваривают шипы,
которые при погружении активной части в бак входят в
отверстия в нижних полках ярмовых балок, не касаясь их,
при этом правильность установки активной части контроли-
руется по зазору между боковыми направляющими бака и
верхними ярмовыми балками. Между ярмовой балкой и
днищем бака прокладывают полосы из электроизоляцион-
ного картона. Для снижения добавочных потерь и нагревов
элементов конструкции от магнитного потока рассеяния
на стенках бака в зоне приближения обмоток устанавли-
ваются магнитные шунты (экраны). 37
Механическая прочность бака позволяет транспортиро-
вать активную часть в баке, залитом маслом, на площадоч-
ном железнодорожном транспортере, автотрейлере или мор-
ским транспортом, а также создавать полный вакуум (у
мощных трансформаторов) или допустимое избыточное
давление. Наиболее крупные трансформаторы перевозят
на сочлененном транспортере, для чего баки их имеют мощ-
ные горизонтальные рамы жесткости.
Расширитель представляет собой резервуар определен-
ного объема (около 10 % объема масла трансформатора),
служащий для компенсации температурных изменений
масла при работе трансформатора и обеспечения постоян-
ного заполнения бака трансформатора маслом при любых
температурных изменениях окружающего воздуха и нагруз-
ках. При повышении температуры и увеличении объема
избыток масла поступает в расширитель по маслопроводу,
соединяющему расширитель с баком. При понижении тем-
пературы и уменьшении объема масло переходит из расши-
рителя в бак.
Расширитель обеспечивает сокращение площади сопри-
косновения поверхности масла с воздухом, в результате
чего масло меньше окисляется, тем более что в расширителе
температура масла ниже, чем в верхней части бака. В ряде
конструкций расширитель снабжен воздухоосушителем,
который имеет гидрозатвор, заполненный силикагелем.
Воздух, засасываемый в расширитель, проходит через воз-
духоосушитель, освобождаясь от влаги и механических
примесей. Контроль состояния силикагеля производится
визуально через смотровое окно в верхней части воздухо-
осушителя. В этой зоне помещается патрон с индикатор-
ным силикагелем, пропитанным хлористым кобальтом,
придающим силикагелю характерную голубую окраску. Появ-
ление в индикаторном силикагеле зерен розового цвета
свидетельствует о насыщении силикагеля влагой (его сра-
батывании) и необходимости его замены. При замене сили-
кагеля одновременно заменяется и масло в гидрозатворе.
В конструкции расширителя, имеющего воздухоосушитель,
предусматривается грязевик, предохраняющий попадание осад-
ков в бак трансформатора (причина осадков - окисление мас-
ла при воздействии кислорода воздуха). Контроль уровня масла
в расширителе осуществляется с помощью маслоуказателя.
38
Для исключения прямого соприкосновения масла с ат-
мосферным воздухом расширители (как правило, мощных
трансформаторов) имеют пленочную или азотную защиту.
Пленочная защита обеспечивает полную герметизацию
трансформатора благодаря установке внутрь расширителя
специальной эластичной оболочки - пленки из маслостой-
кой прорезиненной ткани. Внутренняя полость оболочки
связана с окружающим воздухом через воздухоосушитель.
При температурных колебаниях объема масла одновремен-
но изменяется объем оболочки, при этом через воздухо-
осушитель засасывается или вытесняется атмосферный
воздух. Наличие воздухоосушителя исключает появление
конденсата во внутренней полости оболочки. Уровень мас-
ла в расширителе определяется по стрелочному маслоуказа-
телю, рычаг которого опирается на внутреннюю поверх-
ность оболочки, прилегающей к поверхности масла.
Азотная защита также обеспечивает полную герметиза-
цию трансформатора от окружающего воздуха. Эта защита
более трудоемка в эксплуатации и в настоящее время во
вновь изготовляемых трансформаторах не применяется,
а в эксплуатируемых заменяется при модернизации транс-
форматоров на пленочную защиту. При азотной защите
надмасляное пространство расширителя соединяется газо-
проводом с выносной эластичной емкостью (одна-две обо-
лочки) из прорезиненной ткани и заполняется сухим азотом.
Температурные колебания масла в расширителе вызывают
изменение объема эластичных оболочек. Эластичные обо-
лочки в целях исключения повреждений помещены в
шкафах (при необходимости с подогревом). В шкафу также
размещают осушитель, предназначенный для осушки над-
масленного пространства расширителя. Осушитель, распо-
ложенный между расширителем и оболочками, способен
поглощать влагу при движении азота как со стороны расши-
рителя, так и со стороны оболочек (в случае их разгермети-
зации). При замене поврежденных оболочек допускается
кратковременная работа трансформатора с осушителем.
Этот вспомогательный осушитель не имеет масляного
I идрозатвора. В процессе эксплуатации в системе азотной
защиты поддерживается избыточное давление.
Адсорбционные и термосифонные фильтры обеспечи-
вают постоянную регенерацию (восстановление) масла в
39
процессе работы трансформатора. При регенерации масла
сорбент фильтра поглощает влагу, шлам, кислоты и другие
соединения, образующиеся при старении масла. Если в си-
стемах охлаждения типов М и Д циркуляция масла в фильтре
происходит только за счет разности плотностей нагретого
и охлажденного масла, то для повышения эффективности
процесса регенерации в системах охлаждения ДЦ и Ц дви-
жение масла через фильтр происходит принудительно с
помощью маслонасосов. Фильтр представляет собой цилиндр,
заполненный сорбентом. Количество сорбента (крупнопо-
ристого силикагеля марки КСК) в фильтре составляет около
0,8-1 % массы масла в трансформаторе. Двумя патрубками,
расположенными соответственно в верхней и нижней час-
тях, фильтры подсоединяются к баку или к системе охлаж-
дения трансформатора. В конструкции фильтра предусмат-
ривается верхняя пробка для выпуска воздуха при запол-
нении фильтра маслом и нижняя пробка для спуска масла
при замене силикагеля. Чтобы исключить проникновение
сорбента во внутрь бака трансформатора, фильтр имеет в
верхней и нижней частях защитные сетки. Кроме того, в
связи с большей подвижностью масла в адсорбционных фильт-
рах в верхней части помимо сетки помещается войлочное
уплотнение.
Охлаждающие устройства предназначены для отвода теп-
ла, выделяющегося в трансформаторе при его работе, в ок-
ружающую среду. Без таких устройств невозможна длитель-
ная работа трансформатора, так как бумажная изоляция
подвержена износу (старению) при недопустимом превыше-
нии температуры. Если в трансформаторах малой мощности
(I и II габаритов) для отвода тепла достаточен гладкий бак
или бак с трубчатыми радиаторами, то для отвода тепла
трансформаторов средних или больших мощностей требует-
ся сложная система охлаждения.
Циркуляция масла в трансформаторе может быть естест-
венной или принудительной. При естественном охлаждении
масло, нагреваясь от обмоток и магнитопровода, поднимает-
ся и растекается под крышкой по направлению к стенкам
бака, а затем, соприкасаясь со стенками бака и отдавая им
тепло, поступает в нижнюю часть бака трансформатора.
Для отвода значительного количества тепла, выделяюще-
гося в трансформаторах большой мощности, требуется по-
40
вышение эффективности работы системы охлаждения,
так как с ростом мощности количество тепла, выделяемого
в трансформаторах, растет быстрее, чем поверхность бака
и крышки. Поэтому эффективный теплосъем возможен толь-
ко благодаря принудительной циркуляции охлаждающих сред
(воздуха, масла и воды). Движение охлаждающих сред
достигается с помощью вентиляторов (движение воздуха),
маслонасосов (движение масла) и водяных насосов (уста-
новленных в системе централизованного водоснабжения).
С помощью маслонасосов горячее масло отсасывается из
верхней части бака и после охлаждения в системе охлаж-
дения подается в нижнюю часть бака.
В трансформаторах III габарита и выше по мере роста
мощности применяют следующие системы охлаждения:
естественное масляное охлаждение типа М радиаторами,
установленными в большинстве случаев на стенке бака, с
естественной циркуляцией масла; масляно-дутьевое ох-
лаждение типа Д радиаторами, установленными на стенке
бака и обдуваемыми вентиляторами, при естественной
циркуляции масла; масляно-дутьевое охлаждение охлади-
телями, установленными на баке и обдуваемыми мощны-
ми вентиляторами, с принудительной циркуляцией масла,
создаваемой масляными насосами (типа ДЦ); масляно-
водяное охлаждение отдельно установленными колонками,
в которых масло охлаждается водой, с циркуляцией масла,
создаваемой масляными насосами (типа Ц). Основными
комплектующими узлами таких систем охлаждения яв-
ляются маслонасос, маслоохладитель, вентилятор (отсут-
ствует в случае водяного охлаждения) и адсорбер.
Маслоохладители могут навешиваться на стенку бака
или располагаться вблизи трансформатора, объединенными
в группы (типа ГОУ) на собственном фундаменте. Как пра-
вило, систему охлаждения типа ГОУ используют в тех слу-
чаях, когда охладители не могут расположиться на стенке
бака трансформатора. Система ГОУ связана двумя масло-
проводами с баком трансформатора. При навесной системе
вибрация работающих насосов и вентиляторов передается
на стенку бака. Поэтому у трансформаторов раннего выпус-
ка, имеющих быстроходные вентиляторы (1500 об/мин),
вибрация настолько усиливалась, что были случаи наруше-
ния сварных швов и это приводило к течи масла из бака
41
и к отключению трансформатора. В современных конструк-
циях применяются тихоходные вентиляторы (750 об/мин),
и поэтому нет опасности повреждения сварных мест на баке
трансформатора. Подача масла от охладителей производит-
ся, как правило, в промежуток между стенкой бака и актив-
ной частью. Однако в ряде конструкций для повышения
эффективности теплосъема и тем самым исключения пе-
регревов отдельных элементов активной части масло
подается направленно в обмотку. В этом случае в нижней
части трансформатора (бака) маслосистсма связана баке-
литовым патрубком с нижней ярмовой изоляцией обмотки.
Такая система циркуляции масла более эффективна, но
вместе с тем при этом резко возрастает степень опасности
перегревов при внезапном аварийном прекращении движе-
ния масла. При такой конструкции при прекращении дви-
жения масла трансформатор нести нагрузку не может.
В противоположность направленной системе охлаждения
трансформаторы с подачей масла в бак могут непродолжи-
тельно работать при прекращении движения масла. Такая
система более надежна и в другом отношении - при повреж-
дении маслонасосов продукты разложения масла и истира-
ния подшипников не попадают непосредственно в обмот-
ку и не перекрывают изоляционные промежутки, снижая
прочность изоляции. Поэтому при разработке конструкции
новых трансформаторов направленную систему циркуля-
ции масла применяют в крайних случаях и обязательно вместе
с экранированными маслонасосами и фильтром тонкой
очистки.
3. Особенности выбора трансформаторов
Выбор силовых трансформаторов для конкретной элек-
трической станции (или подстанции) производится с уче-
том ряда показателей энергообъекта, включая метеороло-
гические условия, загрязненность окружающей среды,
расположение над уровнем моря, сейсмические условия
и др.
Как правило, трансформатор выбирают в трехфазном ис-
полнении. Однако в ряде случаев транспортные ограниче-
ния вынуждают выбирать и устанавливать однофазные
крупные трансформаторы.
42
Мощность трансформатора энергоблока пропорциональ-
на мощности генератора с учетом коэффициента мощности
и его нагрузочной способности.
Из условия надежности большинство понизительных
(распределительных) подстанций имеют, как правило, два
и более трансформаторов. На таких подстанциях в целях
повышения эффективности использования трансформатор-
ной мощности при проектировании принимают норматив-
ный коэффициент максимальной нагрузки на расчетный
период в зависимости от напряжения подстанций: ниже
ПО кВ - 0,7 и более; ПО кВ - 0,7 или 0,8; свыше ПО кВ -
0,7 и менее. Следовательно, в часы пика нагрузки на двух-
трансформаторных подстанциях в случае повреждения
одного из параллельно работающих трансформаторов вто-
рой работает в режиме перегрузки. Длительность и крат-
ность перегрузки определяются нормативными докумен-
тами, указанными в § 14.
Из условия обеспечения наибольшей эффективности,
принимая во внимание график работы энергообъекта,
у трансформаторов энергоблока электрических станций со-
отношение потерь холостого хода и короткого замыкания
предусматривают при их конструировании равным около 1:2.
Это же соотношение в трансформаторах, предназначенных
для распределительных подстанций, равно 1:4 или 1:5.
Г лава вторая
ТРАНСПОРТИРОВКА, ХРАНЕНИЕ И МОНТАЖ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
4. Подготовка трансформаторов к транспортировке
В течение срока службы трансформатор по ряду причин
могут неоднократно перемещать при необходимости в
пределах конкретной энергосистемы. Причинами снятия
и транспортировки на другие подстанции являются замена
трансформаторов на более мощные при изменении графика
и при росте нагрузки подстанции, замена трансформаторов
по режиму их работы из-за необходимости более глубокого
регулирования напряжения (в этом случае трансформато-
ры с устройством ПБВ заменяют на трансформаторы с уст-
43
ройством РПН), реконструкция, модернизация и ремонт с
заменой обмоток трансформаторов, производимых центра-
лизованно в условиях энергосистем или на заводах-изгото-
вителях.
Перемещение трансформаторов в пределах действующей
подстанции или электростанции производят в основном на
собственных катках, а транспортировка за пределы подстан-
ции - на железнодорожных платформах (транспортерах)
различной конструкции или на автотрейлерах. В трудно-
доступных районах такелаж трансформаторов представляет
собой сложную технологическую операцию. Транспорти-
ровка трансформатора до места установки является ответ-
ственной операцией и должна обеспечивать его сохранность.
Конструкция трансформаторов, особенно мощных, должна
учитывать условия перевозки. Значительная масса и габа-
ритные размеры трансформаторов на напряжение НО кВ
и более нс позволяют обеспечить их транспортировку в соб-
ранном виде, и поэтому они могут транспортироваться
только в частично разобранном виде.
Большинство трансформаторов перевозят по железной
дороге. Это накладывает определенные ограничения на
транспортные вес и размеры трансформатора. Транспорт-
ный вес не должен превышать грузоподъемности желез-
нодорожной платформы или транспортера, а размеры не
должны выходить за очертания железнодорожного габарита.
Для трансформаторов предельных мощностей и на сверх-
высокое напряжение транспортные ограничения являются
основными требованиями, определяющими конструкцию их
активной части и бака. Трансформаторы на напряжение до
35 кВ, мощностью до 1,6 MB-А, имеющие систему охлажде-
ния типа М, транспортируют полностью собранными и зали-
тыми маслом, а трансформаторы мощностью 1,6 MB-А и
более - с демонтированной системой охлаждения. Радиа-
торы и охладители, включая патрубки, отправляют, как
правило, без дополнительной упаковки с закрытыми от по-
падания загрязнения и влаги заглушками с резиновыми
уплотняющими прокладками. Остальные комплектующие
детали системы охлаждения транспортируют упакован-
ными в деревянных ящиках. Перед отправкой трансформа-
торов с завода или с места прежней установки на другое
место установки необходимо снять с трансформатора все
44
выступающие за очертания железнодорожного габарита
комплектующие узлы и детали (вводы, установки транс-
форматоров тока, расширитель, выхлопную трубу, охлади-
тели и радиатсвы, устройства РПН приставного типа и др.).
Снятию подлежат также повреждаемые узлы и детали
трансформатора (низковольтные вводы до 35 кВ при необ-
ходимости, разовое реле, термосигнализаторы). Если вводы
НН не демонтируются, то их необходимо закрывать защит-
ными колпаками. Адаптеры трансформаторов тока вводов
должны быть закрыты заглушками с резиновыми проклад-
ками и залиты маслом частично. После снятия всех высту-
пающих комплектующих узлов и деталей подготавливают
активную часть трансформатора к транспортировке в соб-
ственном баке. Эти технологические операции необходимо
выполнять тщательно, чтобы предупредить возможные
смещения активной части относительно бака в период
транспортировки. Активную часть раскрепляют специаль-
ным устройством. Одновременно в баке закрепляют отводы,
а также устанавливают и закрепляют бакелитовые цилинд-
ры высоковольтных вводов при совместной транспортиров-
ке. Активную часть трансформаторов до 35 кВ раскрепляют
в баке только в верхней части.
У мощных трансформаторов НО кВ и более раскрепление
производят в нижней части бака изнутри только в продоль-
ном направлении, а в верхней части - как в продольном, так и в
поперечном направлениях. Доступ к домкратам, располо-
женным внутри бака, осуществляется через люки в крыш-
ке, но если домкраты проходят через стенку бака, то их
снаружи герметизируют для исключения проточек масла.
После подготовки активной части и бака трансформа-
тора к транспортировке производят проверку бака на герме-
тичность независимо от того, будет трансформатор транс-
портироваться с частично залитым маслом или без масла,
но заполненным сухим воздухом или азотом. Перед про-
веркой на герметичность в бак помещают патрон с предва-
рительно осушенным силикагелем. Патрон крепят к заглуш-
ке, устанавливаемой на одном из отверстий демонтирован-
ного ввода. Кроме того в трансформаторы, транспортируе-
мые с маслом, помещают образцы электрокартона, пред-
назначенного для проверки влагосодержания масла в изо-
ляции активной части. Герметичность трансформатора про-
45
веряют путем создания в баке избыточного давления масла,
сухого азота или воздуха в зависимости от способа транс-
портировки трансформатора. Правильно подготовленный
и проверенный на герметичность трансформатор обеспе-
чивает сохранность характеристик изоляции в нормируемые
сроки транспортировки, хранения и в период сборки, а в
дальнейшем в период эксплуатации в соответствии с
требованиями действующих инструкций по эксплуатации.
Расширитель трансформаторов до 35 кВ, мощностью менее
10 MB-А, транспортируемый вместе с трансформатором,
должен иметь воздухоосушитель, заполненный сухим си-
ликагелем, и гидравлический затвор. При отправке мощных
трансформаторов, как правило, частично залитых маслом
(до уровня 200-250 мм от верхней крышки), свободное про-
странство в баке заполняют сухим воздухом или азотом.
Чтобы обеспечить сохранность изоляции и исключить про-
никновение в бак окружающего воздуха, в мощных транс-
форматорах (при сложных условиях транспортировки или
длительном нахождении активной части в транспортиро-
вочном состоянии) азот в надмасленном пространстве на-
ходится до монтажа трансформатора под избыточным дав-
лением не менее 15 кПа, созданным установкой постоян-
ной подпитки. Если утечка из бака трансформатора не пре-
вышает установленного расхода, то запаса азота в установ-
ке достаточно на 30 сут. При удлинении срока хранения в
особых случаях необходимо заменить баллоны установки.
Перед применением новых баллонов с азотом необходимо
удалить сконденсированную в них влагу. Для этого балло-
ны с азотом переворачивают вниз вентилем и после выдерж-
ки в таком состоянии в течение не менее 8 ч на несколько
секунд приоткрывают вентиль до полного удаления воды.
После замены баллонов необходимо проверить герметич-
ность узлов соединения с трубопроводом и вентилей мыль-
ным раствором.
Одновременно с подготовкой активной части к транс-
портировке также подготавливают к отправке комплек-
тующие узлы согласно требованиям инструкций заводов-
изготовителей. Расширитель, выхлопную трубу, термоси-
фонные и адсорбционные фильтры, каретки, катки и другие
металлические конструкции отправляют без упаковки,
но фланцы должны быть закрыты крышками с уплотни-
46
тельной резиной. Контрольно-измерительную аппаратуру,
крепеж, контрольный кабель, запасные части и детали в
зависимости от расстояния отгрузки следует предпочтитель-
но отправлять, как и с завода-изготовителя, в деревянной
упаковке.
5. Транспортировка, приемка, хранение
и монтаж трансформаторов
При транспортировке трансформаторов на значительные
расстояния, как правило, используют железнодорожный
транспорт: платформы и специальные транспортеры различ-
ной грузоподъемности. Установку и крепление трансфор-
матора на платформе производят согласно разработанной
схеме погрузки и креплений, согласованной и утвержден-
ной соответствующими органами МПС СССР.
Для обеспечения равномерной нагрузки на оси тележек,
на площадочном транспортере размещают трансформатор
таким образом, чтобы центры их тяжести были расположе-
ны на одной вертикальной оси. Отклонения не должны пре-
вышать допустимого для данного размера транспортера
значения. Для предохранения от смещения и опрокиды-
вания трансформаторов в процессе транспортирования их
жестко закрепляют на платформе.
Мощные трансформаторы перевозят на сочлененных
трансформаторах. В этом случае трансформатор подвешивают
между раздвигающимися половинами транспортера на про-
ушинах ярмовых балок с помощью валиков. Под действием
собственной массы трансформатор защемляется между
упорами верхних поясов ярмовых балок. При транспорти-
ровке трансформатор участвует в передаче как растягиваю-
щих, так и сжимающих усилий. Такой трансформатор для
обеспечения погрузки и разгрузки имеет гидроподъемники.
Транспортные размеры мощных трансформаторов не
вписываются в нормальный железнодорожный габарит
подвижного состава железных дорог, и поэтому они транс-
портируются как грузы определенной негабаритности. До-
пускаемая негабаритность должна гарантировать безопас-
ность движения встречных поездов, соблюдение допусти-
мых расстояний между перемещаемым трансформатором
и сооружениями вблизи железнодорожных путей.
47
Безрельсовая транспортировка трансформаторов широко
используется при перемещении трансформатора в трудно-
доступных районах. Если энергообъекты связаны дорогой,
имеющей твердое покрытие в виде асфальта, бетона, и трасса
транспортировки трансформатора ровная без значительных
уклонов (не более 15 %) и крутых поворотов, то для пере-
возки трансформатора используют автотрейлеры и прице-
пы. Тип трейлера выбирают в зависимости от транспортных
габаритов и массы трансформатора. Чтобы обеспечить сох-
ранность автотрейлера и безопасность трансформатора на
пути перемещения к месту его доставки, предварительно
изучают особенности трассы перемещения. Вопрос о допу-
стимости проезда через имеющиеся на трассе различные со-
оружения согласуют перед перевозкой с соответствующими
организациями.
При необходимости на трассе выполняют подготовитель-
ные работы. Если неровности на трассе приводят к неравно-
мерной нагрузке на колеса трейлера (что может привести
к поломке), необходимо поврежденные места дороги вы-
править и утрамбовать. Погруженный на трейлер трансфор-
матор согласно требованиям специальных инструкций пе-
ревозят к месту установки при помощи тягачей (автотягачей).
В зависимости от характеристики трассы передвижения и
массы груженого трейлера по самым худшим условиям рас-
четом определяют тяговое усилие, а также тип и количе-
ство тягачей.
Для обеспечения безопасности и сохранности при пере-
возке трансформатора больших габаритов предварительно
разрабатывают проект организации такелажных работ, а
также проект производства работ, в котором содержатся все
необходимые мероприятия для перевозки трансформатора на
конкретный энергообъект. В обоих случаях, например в
горных условиях, для облегчения груженого трейлера до-
пускается перевозка трансформатора без масла, но заполнен-
ного сухим воздухом или азотом. Перемещение по трассе
чередуется с периодическими остановами для проверки
состояния всего подвижного состава; особенно вниматель-
но проверяют трейлер с трансформатором и в первую очередь
места распорок и крепления. Скорость движения автопоез-
да на горизонтальном участке трассы не должна превышать
8 км/ч, на спусках и подъемах 3 км/ч, через мосты и другие
сооружения 0,5 км/ч.
48
В особых случаях при отсутствии дорог (например, районы
Тюмени) перевозку трансформатора производят на специ-
альных металлических площадках (санях). Этот вид транс-
портировки является особе трудоемким и небезопасным,
он требует серьезной подготовки перед перевозкой и в
дальнейшем при перемещении трансформатора. В таких слу-
чаях разработка проектов организации такелажных работ и
производства работ крайне необходима. Конструкция саней
по своей жесткости и прочности должна исключать дефор-
мацию днища бака трансформатора при перевозке. Трас-
са не должна иметь значительные уклоны (более 15 %). Для
исключения перемещения трансформатора по саням его
закрепляют в нижней части стяжками, а в верхней части рас-
тяжками, кроме того, в нижней части устанавливают упоры.
Расчетное тяговое усилие при перемещении таким спосо-
бом должно учитывать значительное трение. В болотистых
районах Тюмени в условиях бездорожья, как правило, пе-
ревозку трансформатора производят после смерзания грунта.
На подстанциях и электростанциях, имеющих железно-
дорожный путь, перемещение трансформаторов производят
на собственных каретках (катках). Перемещение осуществляют
при помощи полиспастов и электролебедок. На местах
пересечения железнодорожных путей (крестовинах) перед
изменением направления перемещения трансформатора
производят перестановку кареток, используя гидродомкраты
для подъема трансформатора.
Разгрузку (погрузку) трансформаторов при прибытии (от-
правке) на железнодорожной платформе, автотрейлере и
санях производят согласно расчету и схеме разгрузки.
Предусматривают и подготавливают в определенных / гестах
схемы подъемные средства: автокран, домкраты, эле стро-
лебедки, крановое оборудование, полиспасты, якоря. Необ-
ходимо проверить качество шпал и их количество, а также
предусмотреть рельсы необходимого количества и длиной
не менее трехкратной ширины трансформатора.
Разгрузка во многом упрощается в условиях машинного
зала электростанций или трансформаторно-масляного хо-
зяйства (ТМХ) подстанций, имеющих крановое оборудование
необходимой грузоподъемности. В таких случаях прибывший
на железнодорожной платформе (трейлере) трансформатор
располагают на железнодорожном подкрановом пути так,
49
чтобы центр тяжести трансформатора и крюк крана находи-
лись на одной вертикали. Строповку трансформатора произ-
водят за подъемные приспособления на баке согласно схеме
подъема. Подъем трансформатора производят плавно, без
рывков. Сначала поднимают трансформатор на 100-150 мм
и выдерживают, а затем перемещают его на место хранения
или монтажа. Если монтаж производится сразу же по при-
бытии транспортера с трансформатором, то после подъема
и удаления платформы на бак у мощных трансформаторов
навешивают катки и после их крепления опускают транс-
форматор на рельсовый путь.
При отсутствии подъемного крана снятие трансформатора
с платформы (или трейлера) производят с использвоанием
гидродомкратов. Предварительно на расстоянии 2,5 м сбоку
от платформы устанавливают основную шпальную клеть на
высоту, равную высоте платформы. Затем между основной
шпальной клетью и платформой устанавливают вспомога-
тельную клеть той же высоты. Шаг расположения шпал
должен позволять установку домкратов. Освобождают транс-
форматор на платформе от транспортных креплений и под-
нимают его при помощи домкратов на высоту, достаточную
для удаления из-под днища бака деревянных брусьев. Уда-
ляют брусья и на их место по всей длине трансформатора
устанавливают рельсы, которые связывают вспомогательную
и основную шпательные клети. Рельсы пропускают под
днище трансформатора в определенных местах согласно
чертежу, а при его отсутствии - рядом с балками жесткости.
Количество устанавливаемых рельсов зависит от массы
трансформатора.
Стягивание трансформатора с платформы производят
плавно, без рывков с помощью тяговых механизмов (элек-
тролебедки, тягачи и др.), используя полиспасты, установ-
ленные по определенной схеме строповки. После перемеще-
ния трансформатора на основную клеть удаляют направ-
ляющие рельсы и вспомогательную шпальную клеть. В об-
ратной последовательности производят погрузку трансфор-
матора на платформу.
Разгрузка (погрузка) трансформатора с железнодорожного
транспортера сочлененного типа имеет специфические
отличия и производится согласно специальной инструкции.
Приемка и хранение трансформатора. До снятия транс-
форматора с платформы проверяют контрольные метки,
50
целостность креплений, отсутствие подтеков на поверх-
ности бака, а также остаточное давление азота в баке транс-
форматора. Избыточным давлением азота или воздуха в
надмасленном пространстве проверяют бак трансформатора
на герметичность. Воздух подают от компрессора через сили-
кагелевый или цеолитовый фильтр. Одновременно с рабо-
тами по проверке на герметичность производят предвари-
тельную оценку изоляции трансформатора по характери-
стикам проб масла, взятых из бака (масло проверяется на
пробивное напряжение, tg 6 и влагосодержание), а также
проверяют влагосодержание образцов картона, установлен-
ных на активней части (как правило, у трансформаторов
220 кВ и выше). При неудовлетворительных результатах
предварительной оценки изоляции предусматривают про-
ведение работ по восстановлению характеристик изоляции.
После завершения приемки в зависимости от сроков начала
монтажа выполняют работы по хранению трансформатора.
В период хранения трансформатора, прибывшего без масла, не
более 3 мес устанавливают контроль за наличием избыточ-
ного давления азота или воздуха. Давление контролируют
в первые десять дней не реже чем 1 раз в сутки, а в дальней-
шем - 1 раз в месяц. Как правило, длительного хранения
трансформатора в транспортном состоянии избегают, так
как возникает опасность увлажнения изоляции. Если же та-
кая необходимость все же появляется, то на трансформа-
торы, прибывшие без масла или частично залитые маслом,
устанавливают расширитель с воздухоосушителем и затем
заливают бак маслом до требуемого уровня. Заливку осуще-
ствляют без вакуумировки через нижний кран бака. Транс-
форматоры, имеющие пленочную защиту масла, переводят
на длительное хранение без пленки в расширителе. На время
хранения устанавливают контроль за состоянием масла в
трансформаторе.
Негерметичные маслонаполненные вводы хранят в вер-
тикальном положении в специальных стойках; допускается
хранение в вертикальном положении в транспортной упа-
ковке. После перевода в вертикальное положение устанав-
ливают необходимый уровень масла в маслоуказателе. Масло
из ввода сливают через маслоотборное устройство и доли-
вают через расширитель.
Герметичные высоковольтные вводы хранят в горизон-
тальном или вертикальном положении в специальных стойках
51
на площадках, исключающих повреждение вводов. В период
хранения за вводами устанавливают контроль — не допус-
кается течь масла, снижение давления.
Комплектующие узлы, полученные с завода-изготовите-
ля в деревянной упаковке, хранят под навесом или в по-
мещении. Внутренние поверхности узлов системы охлаж-
дения, соприкасающиеся при работе трансформатора с мас-
лом, должны быть загерметизированы заглушками с рези-
новыми уплотняющими прокладками. Шкафы управления
систем охлаждения хранят под навесом или в помещении.
Площадка для хранения комплектующих узлов должна
иметь ограждение.
Монтаж трансформатора и сдача его в эксплуатацию. Мон-
таж трансформатора производят на специально оборудованной
монтажной площадке вблизи его собственного фундамента
(целесообразно на фундаменте), а также на ремонтной пло-
щадке ТМХ или на постоянном или переменном торце ма-
шинного зала электростанции. Монтажную площадку обес-
печивают источником электроэнергии необходимой мощности
и связью с емкостями масла со стороны стационарного масло-
хозяйства (либо емкости располагаются вблизи площадки).
Территория монтажной площадки должна предусматривать
работы подъемно-технологического оборудования, а также
свободное размещение вблизи бака трансформатора подго-
товленных к установке комплектующих узлов. При работе
на открытом воздухе вблизи трансформатора устанавли-
вают инвентарное помещение для персонала, хранения ин-
струмента, приборов и материалов. Площадку оборудуют
средствами пожаротушения, телефоном. Освещенность сбо-
рочной (монтажной) площадки должна обеспечивать работу
в три смены. Монтаж крупных трансформаторов следует
производить по проекту организации работ, разработанному
с учетом конкретных условий. В объем монтажных работ
входит подготовка комплектующих узлов и деталей.
При подготовке к установке на трансформатор вводов
3-35 кВ проверяют отсутствие трещин и повреждений фар-
форовых покрышек, поверхность которых очищают от загряз-
нений; затем ввод испытывают испытательным напряже-
нием переменного тока, соответствующим классу напряже-
ния ввода.
52
Для маслонаполненных вводов ПО кВ и выше объем
подготовительных работ обусловлен способом защиты масла
ввода от соприкосновения с окружающим воздухом.
Герметичные маслонаполненные вводы проверяют внеш-
ним осмотром на отсутствие течи и на целостность фарфо-
ровых покрышек и других элементов конструкции, распола-
гаемых с внешней стороны ввода, при этом давление масла
измеряют по показаниям манометра. Согласно инструкции
завода-изготовителя приводят давление во вводе до тре-
буемых значений в зависимости от температуры окружаю-
щего воздуха. При необходимости производят долив или слив
масла из ввода. Долив масла может производиться с помощью
ручного маслонасоса. Перед присоединением маслонасоса
перекрывают вентили со стороны ввода и бака давления,
а в переходник вместо пробки вворачивают штуцер с резьбой
М 14x1,5. Затем приоткрывают вентиль бака давления и под
струей масла из переходника надевают шланг на штуцер.
Насосом подают масло в бак давления, следя за показания-
ми манометра. Отсоединение насоса производят в следую-
щей последовательности: перекрывают вентиль со стороны
бака давления, выворачивают штуцер на переходнике и,
приоткрыв вентиль со стороны бака давления, под струей
масла вворачивают пробку. Открывают вентили на вводе и
баке давления. При регулировании давления во вводе, замене
манометра или замене поврежденного бака давления и
других операциях нельзя допускать проникновения окру-
жающего воздуха во ввод. Подпитку ввода производят де-
газированным маслом необходимого качества. Аналогично
производят операции по частичному сливу (доливу) масла
в герметичные вводы, не имеющие бака давления.
Маслонаполненные вводы негерметичной конструкции
проверяют внешним осмотром на отсутствие повреждений
наружной поверхности фарфора и других элементов конст-
рукции. При сложных повреждениях ввод заменяют на ре-
зервный, а поврежденный ввод, требующий полной разбор-
ки, отгружают в централизованные мастерские. После
устранения течи устанавливают уровень масла по масло-
указателю: при температуре 15-20 °C уровень масла состав-
ляет примерно 2/3 высоты трубки маслоуказателя. Заменяют
также масло в гидрозатворе, для чего через сливное отвер-
стие полностью сливают из затвора отработанное масло, а за-
53
тем заливают в затвор через ’’дыхательное” отверстие свежее,
сухое масло до уровня контрольного отверстия. Перед уста-
новкой на бак проверяют изоляцию маслонаполненных
вводов (tg б, электрическую емкость основной изоляции),
у негерметичных вводов также измеряют характеристики
масла. Измерение tg б и других характеристик изоляции про-
изводят при температуре окружающего воздуха не ниже
+5 °C. Если температура окружающего воздуха ниже +5 °C,
то перед измерением характеристик изоляции вводы пред-
варительно прогревают при помощи воздуходувок в спе-
циальном инвентарном помещении (’’тепляке”), при этом
скорость подъема температуры воздуха в ’’тепляке” не долж-
на превышать 5-7 °C в час, поток горячего воздуха не должен
быть направлен на фарфоровые покрышки ввода. При прогреве
вентили герметичных вводов с баками давления должны
находиться в открытом положении. При прогреве негерме-
тичных вводов постоянно контролируют уровень масла по
масломерному стеклу.
Если измерения показали несоответствие характеристик
масла требуемым нормам, масло ввода заменяют, как прави-
ло, под вакуумом. Через сливные отверстия масло пол-
ностью сливают, ввод герметизируют и выдерживают при
остаточном давлении не более 0,65 кПа в течение времени
в соот -^ии с •—м напряжения ввода. После этого
под вакуумом подают трансформаторное масло, нагретое
до температуры 35-40 °C. Допускается замена масла без
вакуумирования способом вытеснения. Для этого верхнюю
часть ввода присоединяют через промежуточный кран к
вспомогательному (инвентарному) бачку емкостью, в 3-3,5 ра-
за большей, чем объем масла ввода. Инвентарный бачок
располагается над вводом. Полностью заполняют расшири-
тель ввода трансформаторным маслом. К нижней части вво-
да присоединяют через шланг емкость не менее двукрат-
ного объема масла ввода. Открывают маслоотборное уст-
ройство в нижней части ввода и производят слив забрако-
ванного масла из ввода с одновременным заполнением
ввода свежим маслом. При этом следят, чтобы ввод был
постоянно заполнен маслом. После слива двух объемов
во вводе устанавливается требуемый для нормальной ра-
боты уровень масла. Выдерживают ввод под вакуумом при
остаточном давлении 1,3 кПа в течение времени, соответ-
54
ствующего классу напряжения. Все операции по доливке
масла, а также измерения изоляционных характеристик
производят в вертикальном положении ввода, для чего он
устанавливается на подставку.
Встроенные трансформаторы тока в период хранения долж-
ны быть полностью залиты трансформаторным маслом. Подго-
товка к монтажу установки встроенного трансформатора
тока состоит в осмотре его наружных и внутренних поверх-
ностей, а также в производстве измерений в следующей по-
следовательности: проверка масла (на пробивное напряжение),
полярности, коэффициента трансформации, активного со-
противления на всех отпайках вторичной обмотки; испы-
тания изоляции приложенным напряжением; измерения
вольт-амперной характеристики. Перечисленные измерения
производят, если значение пробивного напряжения масла
соответствует нормам. Если же значение пробивного напря-
жения значительно снизилось в период хранения, то перед
измерением характеристик изоляции и параметров транс-
форматоров тока необходимо произвести сушку трансфор-
маторов тока при температуре 100-110 °C в течение 8-10 ч.
Нагрев трансформаторов тока производят в специальной
печи или воздуходувкой. После сушки проверяют состоя-
ние опорных клиньев и при необходимости производят
расклиновку.
Охлаждающее устройство типов Д, ДЦ трансформаторов,
прибывших на подстанцию (станцию) с завода-изготовите-
ля или полученных с другой подстанции, проверяют внешним
осмотром на отсутствие механических повреждений, а затем
промывают изнутри сухим прогретым маслом по схеме на
рис. 12. Промывку охладителя и его испытание на герме-
тичность производят в контуре, в который входят элементы
1, 2, 4, 5, 9 и 13. После промывки при закрытой задвижке 13
испытательное избыточное давление до 0,21 МПа в этом кон-
туре обеспечивают с помощью маслонасоса 5. При закрытой
задвижке 12 и отключенном маслонасосе избыточное дав-
ление выдерживают в течение 30 мин. Если по истечении
30 мин внешним осмотром не обнаружена утечка масла в
элементах конструкции, то охладитель считается выдержав-
шим испытания и его герметичность подтверждена. Одно-
временно с охладителем промывают маслопроводы системы
охлаждения в течение 1 ч маслом, нагретым до 50-60 °C,
55
Рис. 12. Схема промывки охлаждаю-
щих устройств типа ДЦ:
1 — воздухоосушитель; 2 — маслопо-
догреватель; 3 — маслоочистительная
установка с насосом; 4 — сетчатый
фильтр; 5 — масляный насос ЭЦТ
(рабочий); 6 — промываемые элемен-
ты системы охлаждения; 7 — кран от-
бора проб масла; 8 — бак объемом не
менее 3,5 м3; 9 — маслопровод диамет-
ром 120 мм в системе промывки;
10 — маслопровод в системе подогре-
ва и очистки масла; 11 — манометр;
12-15 — задвижки; 16 — маслоука-
затель
с пробивным напряжением не менее 45 кВ. Контур, в кото-
рый входят элементы 15, 2, 3 и 14, необходим для прогрева
и очистки масла.
Вентиляторы проверяют внешним осмотром на отсутствие
механических повреждений и касания лопаток вентилято-
ра внутренней поверхности диффузора (обечайки) при вра-
щении от руки. При необходимости производят статическую
балансировку на валу двигателя. При проверке лопасти
вентилятора должны останавливаться в любом положении.
Балансировку крыльчатки осуществляют на специальном
стенде. Значение вибрации не должно превышать 0,06 мм.
Пошипники вентиляторов заполняют смазкой. У электро-
насосов после слива и снятия заглушек и коробки выводов
проверяют состояние токопроводящих выводов и сопротив-
ление изоляции обмотки статора. Сопротивление изоляции
выводов при их нормальном состоянии должно быть не
менее 4 мОм при температуре 20 °C. Если сопротивление
изоляции не соответствует нормам, то производят сушку
изоляции обмоток одним из доступных способов, например
путем включения двигателя с заторможенным ротором на
напряжение, равное 10-15 % номинального. При достиже-
нии нормированного сопротивления изоляции продолжают
сушку еще 2-3 ч. Практика показывает, что в течение этого
времени сопротивление стабилизируется.
Охладители системы охлаждения типа Ц проверяют на
плотность как масляной, так и водяной полостей. В процес-
се испытания проверяют отсутствие течей масла в узлах
56
конструкции охладителя. При проверке водяной полости не
должно быть утечки воды в масло, что определяют по ре-
зультатам испытания по пробивному напряжению или вла-
госодержанию пробы масла, взятой из полостей охладите-
ля. При испытании на герметичность давление воды в во-
дяной камере в течение 30 мин выдерживают равным 0,6 МПа.
Термосифонные и адсорбционные фильтры после очистки
и промывки заполняют свежим адсорбером (силикагелем).
Расширители с пленочной защитой отличаются большим
объемом подготовительных работ. Эластичную емкость
перед установкой в расширитель проверяют на маслоплот-
ность путем заполнения емкости воздухом до избыточного
давления 3 кПа, при этом внешнюю поверхность покрывают
раствором мыльной пены для обнаружения мест утечек.
После проверки внешняя поверхность должна быть тщатель-
но промыта.
Одновременно проверяют на герметичность расширитель
избыточным давлением воздуха 25 кПа. Пленку в расшири-
тель устанавливают на монтажной (ремонтной) площадке до
установки расширителя на трансформатор. После закрепления
и уплотнения оболочки расширитель устанавливают на
подставки высотой не менее 300 мм, предварительно уплот-
няя верхние патрубки и открывая пробки в них для выпуска
воздуха (рис. 13). К расширителю подсоединяют отсечной
клапан в закрытом состоянии, маслопровод со стеклянной
Рис. 13. Схема удаления воздуха из расширителя с пленочной защитой масла:
1 — стеклянный маслоуказатель; 2 — эластичная емкость; 3 — патрубок; 4 —
манометр; 5 — кран; 6 — источник подачи сжатого воздуха; 7 - трансформаторное
масло; 8 — отсечной клапан; 9 — маслопровод
57
трубкой и воздухопровод с манометром. Заполняют расши-
ритель маслом необходимого качества с температурой
10 °C до 50-70 % его объема. Удаляют воздух из отсечного
клапана, открывая вручную заслонку клапана на 5-10 с.
При закрытом кране подачи масла в расширитель заполняют
гибкую оболочку сухим воздухом до избыточного давления
15 кПа. При появлении масла временно уплотняют верхние
пробки заглушек и выдерживают расширитель в таком
состоянии 30 мин. Вновь открывают пробки и после выхода
воздуха снова их уплотняют. Снижают давление воздуха в
оболочке до атмосферного, при этом оболочка в результате
удаления воздуха будет прилегать к стенкам расширителя
и поверхности масла. Операции по созданию давления в
оболочке и выпуску воздуха повторяют несколько раз, доби-
ваясь полного прекращения выделения воздуха и плотного
прилегания оболочки, после чего сливают масло из расши-
рителя до уровня 100 мм от низа, при этом контроль уровня
масла в расширителе осуществляют при помощи стеклян-
ной трубки. После слива масла через люк для указателя
уровня масла в расширителе проверяют состояние внутрен-
ней поверхности оболочки, применяя лампы напряжением
не выше 36 В. При правильной сборке оболочка плотно при-
легает к стенкам расширителя и поверхности масла, не имеет
перегибов и складок в нижней части, которые могли бы
нарушать ра гу указателя уровня масла. После проверки
оболочки устанавливают маслоуказатель, рычаг которого
имеет шаровой оконцеватель.
Расширитель, не имеющий пленочную защиту, проверяют
внешним и внутренним осмотром и при необходимости очи-
щают, а затем проверяют на плотность путем создания избы-
точного давления воздуха так же, как и при проверке на
плотность расширителя с пленочной защитой.
Подготовка устройств азотной защиты здесь не рассмат-
ривается, так как в настоящее время в эксплуатации этот
вид защиты рекомендовано заменять на пленочную защиту,
а заводы-изготовители прекратили выпуск трансформато-
ров с азотной защитой.
В период сборки (монтаж) трансформатора производят
проверку и подготовку устройств автоматического управления
системой охлаждения, а также контрольно-измерительных
58
устройств в соответствии с требованиями соответствующих
инструкций.
При ревизии с полным сливом масла из бака и подъемом
колокола осматривают доступные узлы активной части:
положение активной части в поддоне проверяют по со-
стоянию фиксирующих шипов на дне бака (на отсутствие
следов сдвига), состоянию ярмовых балок и распорных вин-
тов, а также других элементов креплений активной части
в баке;
магнитопровод проверяют на отсутствие повреждения
электротехнической стали в доступных местах (измеряют
сопротивление изоляционного покрытия по пакетам) прес-
сующих полубандажей и шпилек, на отсутствие разрывов
и повреждений бандажной изоляции;
встроенное переключающее устройство проверяют на от-
сутствие повреждений изоляционных и других конструк-
тивных деталей и надежность их крепления; на отсутствие
перекосов приводных валов и чрезмерного натяжения от-
водов; поврежденные контакты избирателя обнаруживаются
путем переключения;
отводы и обмотки проверяют в доступных местах на от-
сутствие повреждений их изоляции, разрыва проводников
и демпферов, поломок и ослаблений их крепления; обна-
руженные недостатки устраняют. При осмотре изоляцион-
ных барьеров следует внимательно проверить расположение
линейного отвода обмотки ВН относительно барьера (не
должно быть касаний края барьера с отводом);
проверяется опрессовка обмотки и элементов конструкции
магнитопровода. Значения усилий опрессовки обмоток,
выполненной с помощью градуированных ключей, приводят-
ся в технической документации на трансформатор. При необ-
ходимости опрессовку обмоток целесообразно производить
с использованием гидродомкратов и только после опрес-
совки ярм. При опрессовке обмоток выполняют затягива-
ние прессующих винтов равномерно по всей окружности.
Обмотки мощных трансформаторов, требующих создания
значительных усилий, рекомендуется опрессовывать с при-
менением гидродомкратных устройств. Независимо от спо-
соба опрессовку следует начинать с обмотки, требующей
наибольшего усилия опрессовки;
проверяют схему заземления трансформатора и состоя-
ние изоляции узлов магнитопровода с применением мега-
59
омметра. Поврежденные элементы изоляции заменяют.
В некоторых случаях, если места замыкания невозможно
устранить, в схему заземления устанавливают дополнитель-
ный резистор для ограничения тока в контуре (для большин-
ства трансформаторов сопротивлением около 3000 Ом).
Для правильной установки резистора необходимо точно оп-
ределить место нарушения изоляции и оценить геометрию
возможного контура.
После окончания ревизии активную часть трансформа-
тора промывают струей горячего сухого масла, сливают пол-
ностью остатки масла и насухо вытирают дно, а затем уста-
навливают у мощных трансформаторов съемную часть бака.
У трансформаторов с верхним разъемом (крышкой) опускают
активную часть в бак.
Маслостойкую резину в местах разъема и в фланцевых
соединениях необходимо заменить на новую. Затяжка мест
разъема считается нормальной, если прокладка зажата
до 2/3 первоначальной толщины. Операции по герметиза-
ции производят оперативно без излишнего нахождения ак-
тивной части на воздухе.
Установку вводов ВН следует производить крайне вни-
мательно, строго выдерживая угол наклона относительно
бака трансформатора. При креплении бакелитовых цилинд-
ров к фланцам кожуха трансформатора тока нужно обратить
внимание на расположение среза в цилиндре по отношению к
обмотке.
После установки вводов проверяют правильность распо-
ложения отвода обмотки ВН - расстояние отвода до края
изоляционных цилиндров и перегородок следует выдержи-
вать не менее 20 мм для классов напряжения 110-500 кВ
и 30 мм для класса напряжения 750 кВ.
Трансформаторы тока и вводы 110-330 кВ устанавливают
на бак, как правило, после заполнения его маслом, а вводы
напряжением 500 кВ и выше - до заполнения бака трансфор-
матора маслом.
При наклонном расположении ввода на баке трансформатора
газоотводный патрубок и пробка должны быть расположены
на опорном фланце в крайнем верхнем положении, а стек-
ло указателя уровня масла негерметичных вводов - в полос-
ти, перпендикулярной плоскости наклона.
Трансформаторы тока 6-35 кВ устанавливают на баке
грансфо, • г гора bmcci t предварительно «акрег тонными
60
на них вводами 6-35 кВ. В этом случае подсоединение токо-
ведущих шпилек вводов к отводам обмоток производят
после фиксации установок трансформаторов тока. Вводы НН
мощных трансформаторов имеют сложную контактную часть.
При болтовом соединении таких контактов с них необхо-
димо тщательно удалять с применением салфеток появля-
ющуюся металлическую пыль.
После установки вводов, герметизации и подготовки
трансформатора к вакуумированию продолжают работы по
установке (присоединению) системы охлаждения, расши-
рителя, газоотводной системы. При вакуумировании масло-
наполненные вводы ВН и СН должны быть соединены с баком
трансформатора, чтобы внутренние полости вводов и бака
находились под одним давлением, иначе возможно повреж-
дение вводов. Расширитель не выдерживает вакуума,
и его в процессе вакуумирования отсоединяют от бака транс-
форматора. После завершения процесса вакуумирования
производят заполнение трансформатора маслом. Заполнение
маслом системы охлаждения производят раздельно или
совместно. Совместную заливку применяют главным образом
при заполнении системы охлаждения навесного или груп-
пового исполнения.
Одновременно с работами по вакуумированию и запол-
нению бака маслом производят работы по монтажу отдель-
ных узлов трансформатора, располагаемых с внешней сто-
роны трансформатора. Устанавливают шкафы управления
охладителями типа ШАОТ. Производят также монтаж сило-
вых и контрольных кабелей, предназначенных для питания
двигателей и насосов системы охлаждения. Проводят
проверку сопротивления изоляции всех электрических цепей,
которое должно быть не менее 0,5 мОм. Кроме того, прове-
ряют поочередно работу вентиляторов и маслонасосов
(направление вращения крыльчатки вентиляторов, отсутст-
вие касания лопаток вентилятора обечайки и отсутствие
вибраций). Направление вращения вентилятора должно со-
ответствовать направлению нанесенной на нем стрелки.
Для изменения направления вращения вентилятора необ-
ходимо поменять местами подключения двух любых фаз
питающего кабеля.
Перед включением в работу систему охлаждения прове-
ряют. Проверку систем охлаждения типа ДЦ и Ц производят
61
при открытом кране на всасывающем маслопроводе и при
закрытом кране на нагнетающем. Включают насос и прове-
ряют создаваемое им давление по показаниям установ-
ленного на нем манометра. Электронасосы типа ТЭ прове-
ряют в течение не более 1 мин. Маслонасосы в нормальном
состоянии работают без шума и вибрации. После проверки
работы вентиляторов и маслонасосов включают систему ох-
лаждения и проверяют ее работу в течение 3-72 ч в зави-
симости от класса напряжения трансформатора. При необ-
ходимости устраняют течь масла, подсосы воздуха во вса-
сывающем маслопроводе, устанавливают пробки охлаждаю-
щих устройств маслопровода и пластинчатых фильтров.
Осматривают и при необходимости очищают фильтрующий
пакет пластинчатых фильтров.
После окончания сборки и заливки маслом на трансфор-
маторе производят в определенной последовательности пред-
пусковые испытания, в объем которых входят:
измерение потерь холостого хода при пониженном одно-
фазном напряжении;
измерение активного сопротивления обмоток (на посто-
янном токе);
измерение коэффициента трансформации;
проверка группы соединения обмоток;
испытание изоляции приложенным напряжением.
Кроме того, по ходу сборки трансформатора производят
измерения и испытания комплектующих узлов и арматуры. При
этом следует помнить, что постоянное напряжение может
вызвать дополнительное намагничивание магнитной си-
стемы трансформатора и, как следствие, будет получено
завышенное значение потерь холостого хода, поэтому потери
холостого хода при малом возбуждении измеряют до нагре-
ва трансформатора постоянным током и до измерения ак-
тивных сопротивлений обмоток.
Активное сопротивление обмоток измеряют, как правило,
при установившейся температуре трансформатора.
Испытание изоляции приложенным напряжением прово-
дят после измерений и оценки ее состояния.
Результаты измерений и испытаний оформляют соот-
ветствующими протоколами.
Перекатку трансформатора на фундамент производят
на собственных катках в соответствии с требованиями ин-
62
струкций, приведенных в технической документации заво-
да-изготовителя.
На фундаменте в зависимости от конструкции трансфор-
матора при необходимости создают уклон по направлению к
газовому реле, равный 1-1,5 %, путем установки металли-
ческих прокладок под катки трансформатора. После созда-
ния уклона катки фиксируют на рельсах специальными упо-
рами, а затем к трансформатору присоединяют выносную
систему охлаждения.
Полностью собранный трансформатор проверяют на масло-
плотность избыточным давлением столба масла высотой
0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе
в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °C. Произ-
водят отбор пробы масла для проверки после полной сбор-
ки трансформатора.
Вводы, не участвующие в работе, присоединяют к разряд-
никам. Допускается присоединять к разряднику только две
вершины неиспользуемой обмотки НН, а третью вершину
присоединяют металлическими шинами к общему контуру
заземления подстанции. Через общий контур заземляют и
бак трансформатора. Для подсоединения заземляющей шинки
на баке трансформатора имеется болт заземления.
Натраивают и проверяют действие газовой защиты на
отсутствие ложных срабатываний при включении и отклю-
чении системы охлаждения и на срабатывание реле при
вытеснении из его полости масла.
Готовность включения трансформатора в работу оформля
ют технической документацией, допускающей трансформа-
тор к эксплуатации.
После монтажа нового или отремонтированного транс-
форматора оформляют техническую документацию. Тех-
ническая документация впервые вводимого в работу транс-
форматора включает в себя акт приемки трансформатора
после транспортировки, акт о хранении трансформаторов
(в нем отмечаются особенности хранения), акты о проверке
герметичности и об оценке увлажнения изоляции транс-
форматора с заключением о допустимости его включения
без сушки, акты о выполнении отдельных работ по установ-
ке комплектующих узлов трансформатора и сборке системы
охлаждения, протоколы по проверке приборов и аппарату-
ры по испытанию трансформатора, наладке, проверке и ис-
63
пытанию комплектующих узлов (вводов, насосов, трансфор-
маторов тока и т.п.). Акты подписывают представители ор-
ганизаций, участвующих в приемке, хранении и монтаже
трансформатора, и утверждает руководство эксплуатацион-
ной организации, которой передается основной экземпляр
акта и сдаточная документация.
Перед пробным включением трансформатора на холос-
той ход внешним осмотром проверяют отсутствие повреж-
дений и посторонних предметов, течи масла. Внешняя по-
верхность, особенно фарфоровых покрышек вводов, долж-
на быть чистой. Необходимо также проверить уровень масла в
маслоуказателе, расширителе, негерметичных маслонапол-
ненных вводах, в контакторе, а также наличие давления
в герметичных вводах.
Проверяют работу термометров и термосигнализаторов.
Проверку цепей термосигнализаторов производят перево-
дом стрелок (уставок) максимальной и минимальной тем-
пературы.
Устанавливают в рабочее положение краны и задвижки
системы охлаждения и кран расширителя.
Проверяют состояние и качество заземлений.
Фиксируют в нужном положении указатели переключа-
телей напряжения типа ПБВ.
Кроме того, проверяют:
узлы подсоединения к линейным выводам и нейтрали
разрядников;
состояние подсоединения всех цепей силовых и контроль-
ных кабелей. Цепи вторичных обмоток трансформаторов
должны быть постоянно замкнуты на приборы или закоро-
чены, так как размыкание цепи приведет к повреждению
трансформаторов тока;
действие механизмов блокировки выключателей;
действие всех установленных защит;
отсутствие воздуха в газовом реле.
Включение трансформатора на номинальное напряжение
производят только после подтверждения е^о готовности и
утверждения сдаточной технической документации.
Г лава третья
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
6. Эксплуатационная документация
Эксплуатационная документация включает в себя:
техническую документацию в объеме сопроводительной
документации завода-изготовителя и материалов приемки,
хранения и монтажа (или ремонта) трансформатора;
техническую документацию, связанную с ремонтом и
техническим обслуживанием трансформатора;
оперативную документацию;
инструкции.
В перечень заводских документов входят комплект ин-
струкций по перевозке, хранению, монтажу, вводу в эксплу-
атацию и техническому обслуживанию в процессе эксплуа-
тации трансформатора, а также инструкции по эксплуатации
системы охлаждения, устройств регулирования напряжения,
термосигнализатора, газового реле и т.п. Кроме того, в доку-
ментации завода-изготовителя приведены основные габа-
ритные и сборочные чертежи активной части магнитопро-
вода, отводов, схемы обмоток и заземления магнитопровода
и в целом трансформатора, заводской щиток (табличка)
с основными характеристиками трайсформатора, сертифика-
ты и паспорта на некоторые узлы трансформатора.
В технический паспорт вносят сведения по трансформатору
с момента включения в работу до его списания. К эксплуа-
тационной документации относится также и оперативная до-
кументация (журнал), в которой отражаются все действия
оперативного персонала по обслуживанию трансформатора,
изменения в первичной и вторичных схемах коммутации,
изменения режима работы трансформатора; сведения об
отказах, авариях, ремонтах, осмотрах и т.п. Наряду с указан-
ной оперативной документацией ведется журнал дефектов,
в котором отмечается сущность дефекта и определяются ме-
роприятия по его устранению. В ведомости нагрузки опера-
тивный персонал ведет запись параметров, характеризую-
щих работу трансформатора, с отметкой даты и часа, в кото-
рые производились измерения.
Инструкции по ремонту трансформатора и его узлов, а
также инструкции по эксплуатации по мере необходимости
65
3-6317
при проведении модернизации (например, при замене азот-
ной защиты масла на пленочную) подлежат корректировке
и переработке. В комплект перечисленных инструкций вхо-
дят также отраслевые и системные инструкции, отражающие
опыт и особенности эксплуатации трансформаторов в дан-
ной энергосистеме, а также местные инструкции, составлен-
ные для конкретных условий электростанции (подстанции).
7. Схемы включения трансформаторов
Схемы электрической связи трансформаторов I и II габа-
ритов достаточно просты (рис. 14), а электрические связи
повышающих трансформаторов с линиями электропередачи
отличаются сложностью и разнообразием. Количество по-
вышающих трансформаторов на электростанциях в боль-
шинстве случаев равно числу генераторов, и, чтобы их объ-
единить и надежно передать полную мощность по немного-
численным линиям электропередачи, применяются различ-
ные схемы соединений подстанций.
Схемы присоединения главных трансформаторов. Наиболь-
шее распространение получили следующие главные схемы
электрических соединений мощных электростанций:
схема с двумя выключателями на цепь (рис. 15);
схема с одним включателем на цепь, двумя основными
и обходной системами шин (рис. 16);
Рис. 14. Схема включения главных трансформаторов районных понижающих
подстанций на стороне ВН.
а — блок с предохранителем: б — блок с отделителем; в — два блока с неавто-
матической замыкающей перемычкой; г — укрупненный блок (вариант с разъе-
динителями на каждом трансформаторе)
66
Рис. 15. Схема включения
повышающих трансфор-
маторов с двумя выклю-
чателями на цепь
схема с тремя выключателями на два присоединения и
двумя системами шин - полуторная схема (рис. 17).
В отдельных случаях также нашли применение следующие
главные схемы соединений электростанций:
схема с двумя выключателями на цепь и двумя система-
ми шин;
схемы многоугольников (с диагональными перемычками,
два связанных многоугольника и пр.);
схема блока генератор-трансформатор-линия с уравнитель-
ной системой шин или без нее.
Рис. 16. Схема с одним выключателем на цепь, с двумя основными и обходной
системами шин
67
Рис. 17. Схема тремя выключателями
на два присоединения и двумя систе-
мами шин (полуторная схема)
Выбор конкретной главной
схемы электрических соеди-
нений на распределительных
подстанциях электростанций
в каждом конкретном случае
обосновывается и должен удов-
летворять ряду требований, в
первую очередь назовем сле-
дующие:
при любом виде повреждения, включая короткое замы-
кание на сборных шинах, должно отключаться не более од-
ного энергоблока;
количество операций разъединителями должно быть ми-
нимальным;
ремонт всех выключателей 110 кВ и выше должен быть
возможен без отключения энергоблоков, линий, трансфор-
маторов связи и собственных нужд;
должна быть исключена одновременная потеря обеих
систем шин и двух цепей транзита, а также резервных ис-
точников питания собственных нужд;
необходимо обеспечить локализацию повреждения не бо-
лее чем за 15 мин при условии выполнения операций только
выключателями и др.
Схемы включения главных трансформаторов районных
подстанций. Для понижающих узловых подстанций напря-
жением выше 220 кВ применяется ряд схем с присоедине-
нием трансформатора на стороне ВН через один или несколь-
ко выключателей. Используются схемы кольцевая, со сбор-
ными шинами, трансформатор - шины, полуторная и др.
На подстанциях напряжением ВН и СН 35-220 кВ приме-
няются в настоящее время схемы без выключателей на сто-
68
роне ВН с применением отделителей и короткозамыкателей.
Отличием таких схем является большее количество комму-
таций при КЗ на линии, что связано с появлением бесто-
ковых пауз, вредно влияющих на режим работы оборудова-
ния у потребителей.
Схемы включения главных трансформаторов понижающих
подстанций напряжением 6-10 кВ. Ограничение тока КЗ
является основным фактором при выборе схемы включения
трансформатора со стороны НН. По этой причине на стороне
НН используются схемы с секционированными шинами, при
необходимости - с дополнительным ограничением токов
КЗ с помощью токоограничивающих реакторов.
Трансформаторы собственных нужд со стороны НН защи-
щаются выключателем или предохранителем в зависимо-
сти от мощности трансформатора собственных нужд и токов КЗ.
8. Контроль режима работы трансформаторов.
Порядок включения, отключения и регулирования напряжения
Контроль режима работы трансформаторов обеспечивается
работой защиты и контрольно-измерительной аппаратуры,
установленной на трансформаторе. В общем случае режим
работы трансформатора определяется по значениям тока,
активной и реактивной мощности каждой из обмоток, а
также по уровню напряжения на выводах трансформатора
или не связанных с этими выводами шинах. Тепловой ре-
жим трансформатора контролируется работой термосигна-
лизаторов.
Нагрузочный режим трансформатора в зависимости от
характера нагрузки изменяется в течение суток. Допуска-
ются систематические перегрузки, определяемые характе-
ром суточного графика нагрузки, температурой охлаждаю-
щей среды и недогрузкой в летнее время. Особенно внима-
тельно контролируется режим нагрузки у автотрансформа-
торов, имеющих электрическую связь обмоток ВН, СН.
У автотрансформаторов в режиме компенсированной на-
грузки мощность передается от двух обмоток к одной. При
таком режиме мощность обмотки НН может передаваться
в направлении обмотки СН. Это произойдет, если к обмотке НН
присоединить генераторы или синхронные компенсаторы.
В этом режиме может возникнуть перегрузка обмоток СН.
69
Поэтому режим нагрузки автотрансформаторов следует кон-
тролировать в таких случаях по амперметру, включенному
на сумму линейных токов сторон ВН и СН. Подобный кон-
троль у однофазных автотрансформаторов можно осущест-
влять по амперметру, включенному (через трансформатор
тока) в нейтраль одной из фаз [8].
В инструкциях по эксплуатации автотрансформатора ука-
заны допустимое распределение нагрузок в различных
режимах или предельные значения токов для каждой из
обмоток (включая ток линейного вывода СН). У трехобмо-
точных трансформаторов распределение длительных на-
грузок по обмоткам в любых режимах должно соответство-
вать условию, что ни одна из обмоток не будет нагружена
током, превышающим номинальный.
Тепловой режим трансформатора контролируется по тем-
пературе верхних слоев масла и по нагрузке. Нормируется
температура верхних слоев масла, а износ бумажной изоля-
ции зависит от температуры наиболее нагретой точки, до-
пустимое значение которой принимается в зависимости от
вида охлаждения трансформатора. При оценке теплового
состояния трансформатора необходимо учитывать, что ус-
тановившееся тепловое состояние обмотки наступает че-
рез 30-40 мин после установления значения тока нагруз-
ки. Температура верхних слоев масла достигает нового зна-
чения у трансформаторов с естественной циркуляцией мас-
ла через 10-16 ч. Поэтому при кратковременных перегруз-
ках судить по температуре верхних слоев масла о действи-
тельном тепловом режиме трансформатора нельзя. Эксплу-
атационный персонал, изучивший работу трансформатора,
по температуре масла определяет также отклонения в ра-
боте системы охлаждения. При неполадках в системе охлаж-
дения нарушается соответствие между температурой верх-
них слоев масла и нагрузкой. В электроустановках с посто-
янным дежурным персоналом ведется контроль нагрузки
с записью показаний амперметра в ведомость с периодич-
ностью, устанавливаемой местными инструкциями. При ра-
боте трансформатора с перегрузкой измерение нагрузки
необходимо производить чаще, и при достижении допусти-
мого предела длительности перегрузки необходимо принять
меры по разгрузке трансформатора. В электроустановках без
постоянного дежурного персонала контроль нагрузки про-
70
изводится с периодичностью, определяемой местными ин-
струкциями, но не реже 1-2 раз в год во время максималь-
ной нагрузки [1].
Контроль напряжения необходим, так как первичное
напряжение постоянно изменяется в процессе эксплуата-
ции в зависимости от нагрузки, режима работы электриче-
ской сети или напряжения генератора (при работе транс-
форматора в блоке с генератором). Снижение напряжения
нежелательно, так как приводит к различным нарушениям
у потребителей электроэнергии, хотя и безопасно для транс-
форматора. Повышение напряжения выше нормируемых
значений также нежелательно как для потребителей элек-
троэнергии, так и для самого трансформатора, так как при-
водит к увеличению индукции в магнитопроводе и, следо-
вательно, к недопустимому перегреву активной стали. Кроме
того, при недопустимом превышении напряжение становится
опасным для изоляции обмоток. Чем выше подводимое
напряжение, тем большее число витков должно быть вклю-
чено в работу. Поэтому, исходя из режима работы электро-
установок, автоматически или дистанционно изменяется
число витков первичной обмотки.
Регулирование напряжения обеспечивается работой
устройств ПБВ или РПН. Трансформаторы с устройством
РПН, как правило, оснащены блоками автоматического ре-
гулирования напряжения типа АРНТ. Допускается в от-
дельных случаях перевод трансформатора на дистанционное
регулирование напряжения. Если дистанционное регули-
рование неработоспособно, допускается временно, до уст-
ранения неисправности, осуществлять местное управление
приводным механизмом устройства. Работа устройств РПН,
не имеющих прогрева, при температурах -20 °C и ниже не
допускается. Как было отмечено ранее, при низких темпе-
ратурах резко возрастает вязкость трансформаторного мас-
ла и подвижные элементы устройства РПН (особенно кон-
тактора), встречая большое сопротивление вязкого трения,
могут повредиться. Поэтому устройство РПН включенного
в сеть трансформатора автоматически вводится в работу
только после предварительного прогрева трансформатора в
режиме холостого хода или после некоторой работы с непол-
ной нагрузкой.
У понижающих автотрансформаторов с встроенным ре-
гулятором напряжения, установленным в нейтрали, не до-
пускается режим, вызывающий перевозбуждение и перегре-
вы магнитопровода. Перевозбуждение стержня магнито-
провода контролируется по показаниям щитового кило-
вольтметра обмотки НН. Превышение рабочего напряжения
над номинальным напряжением обмотки НН в процентах
равно с приемлемой точностью значению перевозбуждения
стержня, а превышение разности показаний щитовых ки-
ловольтметров обмотки ВН и СН над ее номинальным зна-
чением в процентах примерно равно значению перевоз-
буждения ярма.
На трансформаторах, изготовленных по ГОСТ 11677-65,
допускается повышение напряжения сверх номинального:
а) длительно — на 5 % при нагрузке не выше номиналь-
ной и на 10 % при нагрузке не выше 0,25 номинальной;
б) кратковременно:
до 6 ч в сутки - на 10 % при нагрузке не выше номиналь-
ной (на трансформаторах не выше 330 кВ);
не более 20 мин - на 15 %;
на 20 с - на 30 %.
Для трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677-75
и ГОСТ 11677-85*, нормы допустимого длительного превы-
шения напряжения немного больше.
В трансформаторе, длительно находящемся в резерве, при
низких температурах недопустимо резко снижается подвиж-
ность трансформаторного масла. При его включении нарушает-
ся теплообмен, что может привести к перегреву и нежелатель-
ному старению изоляции токопроводящих элементов конструк-
ции активной части трансформатора.
Порядок включения и отключения трансформатора. Вклю-
чение вновь прибывшего и прошедшего монтаж трансфор-
матора, особенно головного образца, производится с особой
тщательностью и вниманием. Блочные повышающие трас-
форматоры опробуются постепенным подъемом напряжения
генератора от нуля. Это дает возможность обнаружить воз-
можный дефект на ранней стадии его развития и тем самым
предупредить значительные повреждения трансформатора.
Подъем напряжения с нуля производится плавно снача-
ла до 50-60 % номинального напряжения в течение 1-2 мин,
а затем ступенями по 20-15 % с выдержкой на каждой сту-
72
пени 1-2 мин, чтобы иметь возможность прослушать и за-
фиксировать повреждения. После выдержки под номинальным
напряжением производят постепенный подъем напряже-
ния до 1,3 номинального значения с выдержкой в течение
1 мин (для трансформаторов бесшпилечной конструкции
магнитопровода).
На подстанциях такой способ включения трансформатора
в работу невозможен, и поэтому ненагруженный трансфор-
матор включают толчком на полное напряжение сети. Для
отстройки дифференциальной защиты от бросков намагни-
чивающего тока трансформаторы, в том числе блочные,
включают толчком несколько раз (3-4 раза).
Включенные трансформаторы продолжают работать на
холостом ходу примерно 2 ч, при этом трансформаторы про-
слушивают, фиксируют отсутствие потрескивания разря-
дов. В исправном трансформаторе должен быть слышен
равномерный гул, без повышенных местных тонов и по-
сторонних звуков. Треск может быть вызван разрядами на
различных поврежденных участках изоляции активной час-
ти, недопустимыми отклонениями в изоляционных проме-
жутках активной части (отводов), нарушением схемы за-
земления и др.
При первом включении под напряжение трансформатора
с устройством РПН проверяется действие дистанционного
управления приводом переключающего устройства соглас-
но заводской инструкции.
После завершения опробования трансформатора рабочим
напряжением производится его фазировка, т.е. проверка
соответствия фаз напряжения на всех обмотках трансфор-
матора фазам соответствующих элементов схемы подстан-
ции, тем самым подтверждается его готовность к включе-
нию под нагрузку (длительную работу). При фазировке про-
веряется допустимость параллельной работы трансформаторов
как между собой, так и с энергосистемой.
Отключение и включение трансформатора производится
в полном соответствии с указаниями действующей ’’Типовой
инструкции по переключениям в электроустановках”
(ТИ 39-70-040-85), а также с указаниями местных инструк-
ций энергопредприятий, учитывающих особенности рабочих и
ремонтных схем электрических соединений, конструктив-
ное выполнение распределительных устройств и организа-
73
цию оперативного обслуживания. Переключения выпол-
няются в строгой последовательности и, как правило, по
бланкам переключений, утвержденным главным инжене-
ром энергопредприятия. В бланках переключений записы-
ваются все операции с коммутационными аппаратами и
цепями оперативного тока, операции с устройствами релей-
ной защиты и автоматики (а также с цепями питания этих
устройств), по включению и отключению зазеглляютцих но-
жей, наложению и снятию переносных заземлений, по фа-
зировке оборудования, операции с устройствами телемеха-
ники и другие в очередности их выполнения.
Отключения и включения трансформатора в зависимос-
ти от схемы присоединения производятся различными ком-
мутационными аппаратами. Обычно для снятия нагрузки
или включения под нагрузку применяют выключатель.
Однако в тех схемах соединения, где отсутствует выключа-
тель, снятие и подачу напряжения на трансформатор можно
производить разъединителями (отделителями), при этом
следует учитывать намагничивающий ток трансформатора
и расстояние между полюсами установки. Кроме того, необ-
ходимо помнить, что намагничивающий ток можно снижать
у трансформаторов с устройствами РПН: путем переключе-
ния переключателя в положение, при котором напряже-
ние соответствующего ответвления будет выше, чем под-
водимое напряжение сети, достигается снижение возбуж-
дения магнитопровода.
На присоединениях, имеющих в одной цепи отделитель
и разъединитель, рекомендуется включать трансформатор
под напряжение разъединителями, а отключать отдели-
телями. Вызвано это тем, что пружинный привод отде-
лителя обеспечивает сравнительно быстрое его срабатыва-
ние. Отключение и включение ненагруженных трансфор-
маторов могут сопровождаться перенапряжениями. Безо-
пасный для изоляции трансформатора процесс коммутации
обеспечивается предварительным заземлением нейтрали
при отключении отделителем намагничивающего тока
трансформатора 110-220 кВ, а также при коммутациях с
помощью выключателей ПО кВ, не имеющих шунтирующих
сопротивлений (при наличии сопротивлений возможно воз-
никновение значительных перенапряжений).
74
Отключать и включать ненагруженный трансформатор,
к нейтрали которого подключен дугогасящий реактор,
во избежание появления перенапряжений необходимо пос-
ле отключения дугогасящего реактора.
Заземление и отключение нейтрали трансформатора мо-
жет производиться разъединителем без снятия напряжения
с трансформатора. Однако следует иметь в виду, что такие
операции недопустимо выполнять в сетях с изолированной
нейтралью, имеющих в этот момент однофазное замыкание
на землю, или на автотрансформаторах, работающих, как
правило, с глухим заземлением нейтрали.
9. Периодические осмотры и контроль состояния трансформатора
В электроустановках с постоянным дежурным персоналом
осмотры и контроль состояния главных трансформаторов
(электростанций и подстанций), а также трансформаторов
собственных нужд производятся не реже 1 раза в сутки; ос-
тальные трансформаторы должны осматриваться не реже
1 раза в неделю на установках с постоянным дежурством, не
реже 1 раза в месяц на установках без постоянного дежурства
и не менее 1 раза в 6 мес на трансформаторных пунктах.
В зависимости от местных условий (загрязненность ат-
мосферы, высокая температура окружающего воздуха и дру-
гие климатические факторы), а также при наличии недо-
статков в конструкции трансформатора осмотры могут произ-
водиться чаще.
На энергопредприятиях ежегодно составляют графики
проведения осмотров, при этом периодические осмотры
трансформаторов приурочиваются к осмотрам другого обо-
рудования энергоблока электростанций. При возникновении
неполадок трансформаторы подвергаются более частым
внеочередным осмотрам. При плановом периодическом
осмотре проверяют состояние внешней изоляции: степень
загрязненности, целостность фарфоровых покрышек и опор-
ной изоляции, а также вводов и разрядников (при их нали-
чии); проверяют также отсутствие посторонних предметов,
сокращающих изоляционные расстояния. Помимо внешне-
го визуального осмотра в дневное время периодически в
ночное время ведется проверка отсутствия коронирования
на верхней части вводов, причем на особо ответственных
75
подстанциях эту проверку выполняют с применением средств
тепловизионной техники, выявляя места перегревов внеш-
них элементов конструкции трансформатора (узлы подсое-
динения вводов).
По маслоуказателям различной конструкции определя-
ется допустимый уровень масла в расширителе и во вводах
трансформатора. Несоответствие уровня масла может быть
вызвано разными причинами. В каждом случае следует вни-
мательным осмотром выявить места утечки масла. По мано-
метру герметичных вводов проверяется маслоплотность
вводов и наличие внутренних дефектов. При осмотре про-
веряется наличие масла в газовом реле (через смотровое
окно), а также состояние отсчетного клапана на маслопро-
воде между газовым реле и расширителем. Должно быть
проверено состояние предохранительного клапана на от-
сутствие течи через него. Проверяют целостность и исправ-
ность манометров и термосигнализаторов, элементы систе-
мы охлаждения; выявляют (используя вибрографы) масло-
насосы с поврежденными подшипниками и своевременно
заменяют их. Повышенная вибрация может привести к по-
вреждению крыльчаток вентиляторов обдува системы ох-
лаждения. Обломившаяся часть крыльчатки повреждает
охладитель, вызывает течь масла. При осмотре проверяется
также состояние силикагеля в воздухоосушителе.
По шуму, издаваемому трансформатором, можно фикси-
ровать наличие в трансформаторе внутренних дефектов.
Прослушивание трансформатора целесообразно вести при
кратковременном отключении вентиляторов системы ох-
лаждения. Возможно выявление внутренних дефектов по
характерному потрескиванию (щелчкам) в баке трансфор-
матора при наличии недопустимых разрядов в отдельных
элементах конструкции активной части. Неудовлетворитель-
ное закрепление элементов на баке трансформатора вызы-
вает дребезжащий звук.
По показаниям манометра системы азотной защиты
трансформатора определяется необходимость подпитки
или ремонта дыхательных резиновых емкостей. Периоди-
чески согласно инструкции по эксплуатации производится
отбор пробы масла на химический и хроматографический
анализы. По содержанию воздуха в масле определяют нор-
мальное состояние пленочной защиты трансформатора,
76
а по росту влагосодержания - качество герметизации (уп-
лотнений). По анализу газов определяют наличие внутрен-
них повреждений. Проверяется целостность мембраны вы-
хлопной трубы. У трансформатора с нарушенной мембра-
ной со временем произойдет недопустимое увлажнение
масла, а затем и твердой изоляции.
Во время осмотра, как правило, никакие работы не вы-
полняются. При обнаружении значительного повреждения
дальнейший осмотр прерывается, дефект устраняется. Толь-
ко после этого осмотр возобновляется и завершается. Его
следует выполнять при строгом соблюдении правил техни-
ки безопасности, выдерживая безопасные расстояния при
приближении к токоведущим частям, находящимся под
напряжением (особенно при работе на высоте с лестницы,
например при осмотре газового реле).
Помимо плановых осмотров в экстремальных случаях
(значительное снижение температуры окружающего воз-
духа, ураган, сильный снегопад, гололед) или после зем-
летрясения выполняют внеочередные осмотры. Эти осмот-
ры следует выполнять также после близких коротких за-
мыканий, появления сигнала газового реле, а также при
работе трансформатора в режиме аварийной перегрузки.
При длительной перегрузке тщательно следят за уровнем
масла в расширителе. В эксплуатации отмечены случаи
срабатывания в режиме перегрузки предохранительных кла-
панов в трансформаторах с пленочной защитой масла. Что-
бы предупредить срабатывание предохранительных клапа-
нов при таком режиме, возможно, потребуется слив неко-
торого объема масла из бака трансформатора.
После землетрясения следует особенно внимательно об-
следовать фундамент и фланцевые соединения трансфор-
матора с выносной системой охлаждения, а также уплотне-
ния вводов ПО кВ и выше и произвести снятие круговой
диаграммы у устройств РПН.
Контроль за состоянием трансформатора обеспечивает его
безаварийную работу в течение всего срока службы. Номен-
клатура, периодичность проведения испытаний и измере-
ний определены нормами [3]. Большинство испытаний и
измерений проводят на отключенном трансформаторе.
В последние 10-15 лет большое внимание уделяется как
усовершенствованию качества контроля состояния транс-
77
форматоров путем применения новых средств и методов ди-
агностики, так и удешевлению контроля путем отказа на
основе технико-экономического обоснования от некоторых
неэффективных видов проверок. Например, проведенный
во ВНИИЭ анализ показал, что затраты на регулярные ана-
лизы пробы масла массовых трансформаторов I и II габаритов
значительно превышают убытки от некоторого повышения
повреждаемости этих трансформаторов. Поэтому Минэнер-
го СССР решением от 1980 г. отменило анализ пробы масла
из всех трансформаторов мощностью до 630 кВ-А.
10. Испытания трансформатора и профилактические работы,
связанные с его отключением
Испытания и измерения силовых трансформаторов, рег-
ламентируемые [2, 3], производятся с определенной перио-
дичностью в процессе эксплуатации в целях проверки основ-
ных технических характеристик трансформатора и отдель-
ных его узлов.
При работе трансформатора в энергоблоке эти испытания
приурочиваются ко времени вывода в ремонт котла, турби-
ны и турбогенератора.
В объем испытаний и измерений входят испытания,
позволяющие оценить состояние изоляции, а также:
измерение потерь холостого хода при малом однофаз-
ном возбуждении;
измерение активного сопротивления обмоток (1?60 и Я15,
т.е. через 60 и 15 с после включения мегаомметра);
измерение коэффициента трансформации;
проверка группы соединения обмоток;
испытание изоляции приложенным напряжением.
Состояние изоляции оценивается по результатам изме-
рения R60 и 1?15 каждой обмотки по отношению к другим
заземленным обмоткам. Измерения производят при тем-
пературе не ниже 10 °C у трансформаторов мощностью
до 80 МВ-А и напряжением до 150 кВ и при температуре
не менее нижнего значения температуры, приведенного
в паспорте, у трансформаторов 220-1150 кВ и у трансформа-
торов мощностью свыше 80 MB-А, напряжением ПО и 150 кВ.
У трансформаторов, не подвергавшихся прогреву, за темпе-
ратуру измерений принимается температура верхних слоев
78
масла, а у трансформаторов, подвергавшихся нагреву, -
средняя температура обмотки ВН фазы В, определяемая
по сопротивлению постоянному току не ранее чем через
1-1,5 ч после отключения нагрева (или отключения транс-
форматора из работы) на спаде температуры.
Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром
2500 В. Тангенс угла диэлектрических потерь (tg6) измеря-
ется по перевернутой схеме при напряжении 10 кВ, но не
более 60 % испытательного напряжения.
В процессе ревизии активной части трансформатора (в
период монтажа, ремонта, сушки изоляции) состояние ув-
лажненности его обмоток оценивается измерением отношения
1\С/С с помощью серийного прибора ПЕКИ-1 (в энергосисте-
мах применяют также старые приборы ПКВ-7). Результат
измерения LC/C не нормируется, но используется при комп-
лексном рассмотрении характеристик изоляции, получен-
ных другими способами измерений. Результаты проведенных
измерений сравнивают с заводскими характеристиками, при-
веденными в паспорте трансформатора. При необходимости
результаты измерения Р60 и tg 6 приводят к температуре,
указанной в паспорте, путем пересчета в зависимости от
разности температур.
Характеристики изоляции необходимо измерять всегда
по одним и тем же схемам и в определенной последователь-
ности.
При комплексном рассмотрении результатов измерений
(сопротивление изоляции, tg 6, емкости обмоток относи-
тельно земли и друг друга, относительного прироста емкос-
ти при изменении частоты или длительности разряда)
дается предварительная оценка состояния изоляции и
заключение о необходимости сушки изоляции. При вводе
в эксплуатацию нового трансформатора необходимо при-
нимать во внимание условия транспортировки, хранения,
правильность проведения монтажных работ, характеристи-
ки масла в баке трансформатора, а также длительность
нахождения активной части в разгерметизированном со-
стоянии при ревизии во время монтажа (то же при ремонте).
Измерение потерь холостого хода для трансформаторов
10000 кВ-А и более производят при пониженном напряжении
(возбуждении) перед измерениями сопротивления посто-
янному току, чтобы избежать повышения потерь XX из-за
79
намагничивания стали трансформатора Снятие остаточ-
ного намагничивания производят однократным плавным
увеличением и последующим плавным снижением возбуж-
дения переменным напряжением.
По результатам измерения определяют состояния магни-
топровода трансформатора (замыкание листов стали маг-
нитопровода, образование по различным причинам корот-
козамкнутых контуров в узлах крепления магнитопрово-
да). Значение потерь XX в эксплуатации не нормируется,
так как со временем из-за ухудшения свойств стали потери
XX имеют тенденцию к повышению. Если магнитопровод
не имеет дефектов, то измерения показывают равенство
потерь на крайних стержнях (у новых трансформаторов раз-
личие не более 10 %) и увеличенное примерно на 30 % значе-
ние потерь на среднем стержне магнитопровода.
Потери XX у трехфазных трансформаторов измеряют при
трехфазном или при однофазном возбуждении. Для измере-
ния потерь при однофазном напряжении проводят три опыта
с измерением:
а) замыкают накоротко обмотку фазы А при возбуждении
фаз В и С трансформатора;
б) замыкают накоротко обмотку фазы В при возбуждении
фаз А и С;
в) аналогично для фазы С.
Потери в трансформаторе
Р0А + Ров + Р0А
где Р0А, Ров и Р0А - потери, определенные при указанных
трех опытах (за вычетом потребления прибора) при одина-
ковых значениях подводимого напряжения.
При измерении сопротивления обмоток постоянному току
выявляют дефекты в местах паек (обрывы) обмотки, а
также в различных контактах схемы соединения обмоток.
Сопротивление обмоток постоянному току измеряют по
схеме ’’моста” или по методу падения напряжения (с по-
мощью вольтметра и амперметра)- Измерять сопротивление
рекомендуется при установившейся температуре обмоток,
которая указывается в протоколе испытаний вместе с тем-
пературой верхних слоев масла. В качестве источника ис-
пользуются аккумуляторные батареи необходимой емкости.
80
Для сравнения измеренных сопротивлений последние
приводятся к одной температуре по формуле расчета. Для
исключения ошибок, обусловленных индуктивностью об-
моток, сопротивление нужно измерять только при пол-
ностью установившемся токе. Кроме того, для повышения
точности измерений применяют схемы и выдерживают ре-
комендации, известные в практике измерений (в брошюре
не рассматриваются). Оценку результатов производят пу-
тем сравнения полученных значений с данными измере-
ний, полученными на заводе и приведенными в паспорте.
Значения сопротивлений, полученные на соответствующих
ответвлениях других фаз, не должны отличаться друг от
друга более чем на 2 %, за исключением случаев, когда
это оговорено паспортными данными или заводскими про-
токолами.
При измерении коэффициента трансформации выявля-
ют неправильное подсоединение отводов устройств РПН
и правильность установки привода устройств ПБВ, повреж-
дения обмоток. Коэффициент трансформации измеряют с
помощью специальных электрических схем (мостов) по спо-
собу компенсации или методом двух вольтметров, один из
которых присоединяется к обмотке низшего, а другой -
к обмотке высшего напряжения. Класс точности измери-
тельных вольтметров должен быть не ниже 0,2.
Путем проверки группы соединения обмоток определяют
тождественность группы соединения обмоток трансформаторов,
предназначенных для параллельной работы. В трехфазных
трансформаторах, имеющих две и более обмоток разных
напряжений, каждая из обмоток может быть соединена по
любой схеме. Комбинация схем соединений высшего напря-
жения и низшего называется группой соединения, характе-
ризующей угловой сдвиг векторов линейного напряжения
обмотки низшего напряжения относительно векторов линей-
ного напряжения обмотки высшего напряжения. Поэтому
при несоблюдении тождественности групп соединения меж-
ду обмотками трансформаторов возникают уравнительные
токи, значительно превосходящие номинальные токи трас-
форматоров. Эти уравнительные токи вызывают чрезмер-
ные перегревы изоляции (интенсивное старение), что при-
водит к повреждению трансформатора.
Наиболее характерными недостатками, выявленными
при проверке группы соединения обмоток, являются не-
81
правильно выполненная маркировка вводов трансформатора
и неправильное подсоединение отводов обмоток к вводам.
Группы соединения обмоток проверяют одним из следу-
ющих способов: двумя вольтметрами, постоянным током,
фазометром (прямой метод), с помощью специального мос-
та - одновременно с измерением коэффициента трансфор-
мации (компенсационный метод).
Метод двух вольтметров основан на совмещении вектор-
ных диаграмм первичного и вторичного напряжений и
измерении напряжения между соответствующими вывода-
ми с последующим сравнением этих значений с расчетны
ми, приведенными в справочных таблицах.
Совмещение достигается соединением между собой од-
ноименных выводов Лиа обмотки ВН и НН. Для исключе-
ния возможных ошибок при испытании трехфазных транс-
форматоров необходимо обращать внимание на симметрию
трехфазного напряжения питания. Подачу напряжения
допускается производить со стороны любой из обмоток.
Метод применим для однофазных и трехфазных трансфор-
маторов. Применяются также методы постоянного тока и
фазометра.
Проверку электрической прочности изоляции произ-
водят в период монтажа и в дальнейшем в процессе эксплу-
атации согласно [3].
В момент приложения повышенного напряжения в изо-
ляции трансформатора создается увеличенная напряжен-
ность поля, что способствует выявлению дефекта. Характер-
ными недостатками, обнаруживаемыми при проверке изо-
ляции, являются:
нарушение (сокращение) расстояния между гибкими
неизолированными отводами обмоток НН в месте их под-
соединения к шпильке ввода;
местные увлажнения и загрязнения (наличие посторон-
них предметов) изоляции, особенно на участках отводов
НН;
наличие в трансформаторе воздушных пузырей и др.
Изоляцию обмоток вместе с вводами испытывают повы-
шенным напряжением промышленной частоты в течение
1 мин, поочередно приложенным к каждой обмотке при за-
земленных на бак и закороченных остальных обмотках.
Мощность испытательного трансформатора зависит от
зарядной мощности испытываемой обмотки и определяет-
82
ся ее емкостью и значением испытательного напряжения
и выбирается из условия допустимости нагрева измери-
тельного трансформатора емкостным током испытуемого
объекта.
В зависимости от класса напряжения трансформаторы
до 35 кВ испытываются без предварительного нагрева,
т.е. в холодном состоянии.
При испытательных напряжениях, превышающих 100 кВ,
или при испытании трансформаторов со значительной ем-
костью, которая может исказить коэффициент трансфор-
мации испытательного трансформатора, измерение испы-
тательного напряжения производят на стороне ВН с помощью
шаровых разрядников или измерительных трансформато-
ров. В процессе испытания дефекты в трансформаторе
при пробое изоляции выявляют по характерному звуку,
выделению газа и дыма, по результатам газохроматогра-
фического анализа масла, по! показаниям приборов измере-
ний частичных разрядов (электрическим или акустическим
методом).
В эксплуатации после ремонта с полной или частичной
заменой обмоток при наличии испытательных средств произ-
водят испытание внутренней изоляции обмоток (витковой,
межкатушечной) трансформатора индуктированным на-
пряжением повышенной или промышленной частоты. При
испытании напряжение подводят к одной из обмоток,
другие остаются разомкнутыми.
Измерение потерь и напряжения короткого замыкания
производится в эксплуатации в целях определения и нор-
мирования значений ик и Рк трансформаторов, прошедших
ремонт с заменой обмоток. По значению ик с последующим
расчетом сопротивления КЗ ZK можно выявлять поврежде-
ние обмоток (деформацию) и необходимость вывода транс-
форматора в ремонт.
Опыт КЗ проводят, как правило, при токе не менее 25 %
номинального тока на номинальной ступени напряжения
обмоток, а для трансформаторов с регулированием напря-
жения под нагрузкой - и на крайних положениях переклю-
чателя ответвлений.
Фазировку проводят перед включением трансформаторов
на параллельную работу после монтажа или проведенного
ремонта. Проверяют при этом допустимость параллельной
83
работы как самих трансформаторов, так и трансформаторов
с энергосистемой.
При фазировке поочередно производят измерение на-
пряжений между фазой подключаемого трансформатора
и тремя фазами сети в целях отыскания совпадающих фаз,
между которыми напряжение должно быть равно нулю.
Для снижения опасности измерение обычно производят
на стороне НН.
Для фазировки при вводе в работу используют два ме-
тода — прямой и косвенный:
при прямом методе фазировку производят непосред-
ственно на находящейся под рабочим напряжением оши-
новке трансформатора или на несвязанных с этой оши-
новкой аппаратах, оборудовании;
при косвенном методе при фазировке используют транс-
форматоры напряжения, присоединенные к фазируемым
частям электроустановки, и фазировку производят во вто-
ричных цепях трансформаторов напряжения. Косвенный
метод фазировки менее опасен, но более трудоемок.
Более подробно о методах фазировки изложено в [6]. Фа-
зировка считается законченной в случае совпадения всех
трех фаз (нулевые показания вольтметра).
Методы испытаний трансформаторного масла. Масло в
силовых трансформаторах, особенно мощных, находится
под периодическим контролем. При комплексном обсле-
довании трансформатора состояние масла определяет его
работоспособность.
Свежее трансформаторное масло имеет светло-желтый
или светлый цвет и определенные нормируемые показате-
ли, определяющие физико-химические и диэлектрические
свойства.
Стабильность масла (сохранение начальных свойств)
в действующих трансформаторах с течением времени по-
степенно снижается. Если в начале эксплуатации изме-
нение свойств масла почти не обнаруживается (при отсут-
ствии дефекта в трансформаторе), то в дальнейшем значи-
тельное снижение стабильности приводит к изменениям,
видимым при простом осмотре, - масло заметно мутнеет.
Масло с ухудшенными показателями имеет увеличенное
кислотное число и зольность, в нем появляются нежела-
тельные компоненты (низкомолекулярные кислоты),
84
которые в свою очередь ухудшают свойства бумажной изо-
ляции и взаимодействуют с металлами. В таком масле по-
являются осадки, которые еще интенсивнее ухудшают изо-
ляционные характеристики трансформатора. Поэтому
важно своевременное определение восприимчивости мас-
ла к старению. В гл. 4 приведены предельно допустимые
показатели физико-химических и диэлектрических свойств
как вновь заливаемого, так и эксплуатационного транс-
форматорного масла.
Электрическая прочность является одной из основ-
ных характеристик масла, которая определяется по пробив-
ному напряжению. Испытания проводятся в стандартном
разряднике, представляющем собой два плоских или
сферических электрода диаметром 25 мм, расположенных
взаимно параллельно в фарфоровой ванночке на расстоя-
нии 2,5 мм друг от друга. Для испытаний можно исполь-
зовать аппараты АИИ-70, АИМ-80 либо другого типа.
Для свежего масла пробивное напряжение должно быть
не менее 30 кВ. Масло с таким пробивным напряжением
может быть залито в ряд трансформаторов без специаль-
ной подготовки. Для трансформаторов 35 кВ и выше требо-
вания более жесткие (см. табл. 2 в гл. 4).
Снижение пробивного напряжения свидетельствует,
как правило, о загрязнении масла водой, воздухом, волок-
нами и другими примесями. Практически любое повреж-
дение в трансформаторе со временем приводит к снижению
пробивного напряжения масла.
Тангенс угла диэлектрических потерь масла
(tg б масла) характеризует свойства трансформаторного мас-
ла как диэлектрика. Диэлектрические потери для свежего
масла характеризуют его качество и степень очистки, а в
эксплуатации - степень загрязнения и старения масла.
Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tg 6) при-
водит к снижению изоляционных характеристик трансфор-
матора в целом.
Для определения tg 6 масло заливают в специальный
сосуд с цилиндрическими или плоскими электродами. Из-
мерение производят с применением моста переменного
тока Р525 или Р5026, а также другого типа.
Изготовитель трансформаторного масла нормирует tg б
при температуре 90 °C. Однако в [5] tg б в эксплуатации норми-
85
рован при 20 и 70 °C. Для комплексной оценки состояния транс-
форматора и его узлов в эксплуатации tg 6 целесообразно из-
мерять при всех трех температурах, т.е. при 20, 70 и 90 °C.
Пробивное напряжение и тангенс угла диэлектрических
потерь определяют в электротехнической лаборатории.
Они не всесторонне характеризуют степень годности и
степень старения масла. Поэтому в химической лаборато-
рии проверяют дополнительно ряд физико-химических
показателей трансформаторного масла. В их числе следующие.
Цвет масла у большинства масел светло-желтый.
У высококачественных масел, изготовляемых в настоящее
время (марки ГК или Т-1500), цвет светлый.
В эксплуатации под влиянием ряда факторов (в част-
ности, нагрева, загрязнений, электрического поля) из-за об-
разующихся смол и осадков масло темнеет. Темный цвет
свежего масла характеризует отклонения в технологии
изготовления масла на заводе-изготовителе. Показатель
цвета масла служит для ориентировочной оценки его ка-
чества как в отечественной, так и в зарубежной практике.
Механические примеси -нерастворенные вещества, со-
держащиеся в масле в виде осадка или во взвешенном со-
стоянии. Волокна, пыль, продукты растворения в масле
компонентов, применяемых в конструкции трансформатора
(краски, лаки и т.п.), просматриваются на просвет в стек-
лянном сосуде после предварительного встряхивания.
Другие примеси появляются в масле после внутренних
повреждений (электрической дуги, мест перегревов) в ви-
де обуглившихся частиц. При очень сильном загрязнении
масло подлежит восстановлению или замене.
По мере старения в масле появляются осадки (шлам),
которые, осаждаясь на изоляции, ухудшают ее изоляцион-
ные свойства.
Примеси у большинства трансформаторов проверяют на
просвет визуально. Если они не обнаруживаются, то счи-
тается, что их количество не превышает 50 г на 1 т масла.
У особо ответственных трансформаторов (более 750 кВ)
предельно нормируемое количество примесей составляет
5—15 г/т. Такое количество примесей можно фиксировать
только с применением более точных методов контроля,
например некоторое количество масла пропускается че-
рез фильтр, который взвешивается до и после прокачки
масла; разность массы показывает количество осадка.
86
Влагосодержание как показатель состояния масла тща-
тельно контролируется в эксплуатации. Ухудшение этого по-
казателя свидетельствует о потере герметичности трансфор-
матора или о работе в недопустимом нагрузочном режиме (ин-
тенсивное старение изоляции под воздействием значитель-
ных температур).
Влагосодержание определяется по количеству во-
дотода. выделяющегося при взаимодействии масла с гид-
ридом кальция за определенное время.
'1 емпература вспышки масла характеризует степень
испаряемости %тасла. В эксплуатации она постепенно уве-
личивается за счет улетучивания югких фракций (низк<
пящих). Температура вспышки для обычных товарных масел
колеблется в пределах 130-150 °C, а для арктического мас-
ла - от 90 до 115 3С и зависит от упругости их насыщенных
паров. Чем ниже упругость паров, чем выше температура
вспышки, тем лучше можно дегазировать и осушать масло
перед заливкой в трансформаторы. Минимальная темпе-
ратура вспышки масла установлена не столько по противо-
пожарным соображениям (хотя это также является важным
фактором), сколько с точки зрения возможности глубокой
их дегазации. В отношении пожарной безопасности большую
роль играет температура самовоспламенения - это темпе-
ратура, при которой масло при наличии воздуха над поверх-
ностью загорается самопроизвольно без поднесения пла-
мени, у трансформаторных масел эта температура равна
примерно 350-400 °C.
Из-за испарения легких фракций ухудшается состав мас-
ла, растет вязкость, образуются взрывоопасные и другие
газы. При разложении масла под воздействием высоких
температур (электрической дуги) его температура вспышки
резко снижается.
Для определения температуры вспышки масло зали-
вается в закрытый сосуд (тигль) и нагревается. Выделяе-
мые пары масла, смешиваясь с воздухом, образуют смесь,
которая вспыхивает при поднесении к ней пламени или под
воздействием электрической дуги. в
Кислотное число масла - это количество едкого
кали (КОН), выраженного в миллиграммах, которое необхо-
димо для нейтрализации свободных кислот в 1 г масла.
Этот показатель характеризует степень старения масла,
87
вызванного содержанием в нем кислых соединений. Он слу-
жит для предупреждения появления в масле продуктов
глубокого окисления в действующем оборудовании (осад-
ки, нерастворимые в масле). Кислотное число не должно
превышать 0,25 мг КОН на 1 г масла.
Водорастворимые кислоты и щелочи, содержа-
щиеся в масле, свидетельствуют о низком качестве масла.
Они могут образовываться в процессе изготовления масла при
нарушении технологии производства, а также в эксплуатации
в результате окисления масел. Эти кислоты вызывают
коррозию металла и способствуют старению твердой изоля-
ции.
Для обнаружения кислот применяется 0,02 %-ный водный
раствор метилоранжа, а для обнаружения щелочи и мыл -
1 %-ный спиртовой раствор фенолфталеина, которые меняют
свой цвет в присутствии нежелательных компонентов. При
наличии водорастворимых кислот и щелочей производится
регенерация масла.
Стабильность масла проверяется в эксплуатации
при получении партий свежего масла путем проведения его
искусственного старения (окисления) в специальных ап-
паратах. Не всегда свежее, вновь прибывшее масло соответ-
ствует действующим нормам. Масло с неудовлетворитель-
ными характеристиками должно возвращаться заводу-изго-
товителю. Стабильность масла характеризует долголетие
масла, определяет срок его службы и выражается двумя
показателями - процентным содержанием осадка и кис-
лотным числом.
Натровая проба характеризует степень отмывки масла
от посторонних примесей. Этот показатель также исполь-
зуется лишь для свежего масла и в эксплуатации не про-
веряется.
Температура застывания проверяется для масла
трансформаторов, работающих в северных районах. Эта наи-
большая температура, при которой масло застывает настоль-
ко, что при наклоне пробирки под углом 45° его уровень
в течение 1 мин остается неизменным. Недопустимое по-
вышение вязкости масла из-за снижения температуры ок-
ружающего воздуха может стать причиной повреждения под-
вижных элементов конструкции трансформатора (масло-
насосы, РПН), а также ухудшает теплообмен, что приводит
88
к перегреву и старению изоляции (особенно витковой)
токоведущих частей трансформатора.
Газосодержание масла в мощных герметичных транс-
форматорах должно соответствовать нормам. Измерение это-
го показателя производится абсорбиометром. Возможно
также измерение суммарного газосодержания с помощью
хроматографа. Косвенно по этому показателю определяет-
ся герметичность трансформатора. Повышение содержания
газа (в том числе воздуха) в масле приводит к ухудшению
его свойств - возрастает интенсивность окисления масла
кислородом воздуха, и, кроме того, несколько снижается
электрическая прочность изоляции активной части транс-
форматора.
Для всестороннего изучения свойств свежего масла ис-
пользуют и другие показатели, которые здесь не рассмат-
риваются.
11. Испытания трансформаторов без вывода из работы
Хроматографический анализ растворенных в масле газов
Около 20 лет назад, в дополнение к изложенному выше
традиционным методам контроля за состоянием трансфор-
матора, стали применять хроматографический анализ
растворенных в масле газов (ХАРГ) в качестве эффектив-
ного средства ранней диагностики медленно развивающих-
ся повреждений. В настоящее время ХАРГ широко приме-
няют во всех развитых странах, существуют международные
нормы как по процедуре ХАРГ, так и по трактовке резуль-
татов анализа.
В СССР применяют ХАРГ во всех энергосистемах, при-
чем на Украине благодаря применению ХАРГ существен-
но уменьшен объем обслуживания трансформаторов (уве-
личена периодичность обязательного применения некото-
рых традиционных измерений). Измерения tg6H3, сопротив-
ления изоляции, сопротивления обмоток постоянному току,
потерь XX при пониженном напряжении обязательны при
вводе в эксплуатацию, капитальном ремонте, а также по
требованию изготовителя; в остальных случаях допускает-
ся не производить эти измерения (решение Минэнерго УССР
от 1980 г.).
89
Хроматографический метод позволяет:
следить за развитием процессов в трансформаторе;
предвидеть повреждения, не обнаруживаемые традицион-
ными способами;
характеризовать повреждения и ориентироваться при
определении места повреждения.
При чувствительности анализа 10-4-10-5 % объема надеж-
но фиксируются такие виды повреждений, как перегревы
конструкционных частей трансформатора или его твердой
изоляции.
При существующем рабочем фоне газов в масле дейст-
вующих трансформаторов своевременное обнаружение де-
фектов изоляции, поврежденной частичными разрядами,
затруднительно.
Из-за скоротечности витковых и межкатушечных замы-
каний хроматографический анализ неэффективен и не
выявляет такие повреждения.
При превышении предельных значений характерных
газов в целях выявления динамики их роста в масле транс-
форматора применяется способ периодической дегазации
масла на действующих трансформаторах с последующим
хроматографическим анализом газосодержания масла
(спектра, динамики роста). При дегазации трансформатор
как бы кратковременно очищается от газов, чтобы затем
лучше проявлялась динамика роста газов.
Хроматографический метод не позволяет учитывать
незначительные изменения в состоянии трансформаторов
и устанавливать связь между серьезностью повреждения
и скоростью изменения концентрации газов. Почти невоз-
можно определить зарождение изменения недостатка
конструкции трансформатора при опасном повреждении
изоляции ’’ползущим” разрядом (например, при поврежде-
нии в первом канале между обмоткой ВН и изоляционным
цилиндром). В этот момент повреждения количество газа
(его спектр) не превышает (или находится на уровне) пре-
дельных значений составляющих спектра газов рабочего
фона. В завершающей же стадии ’’ползущий” разряд скоро-
течен, и поэтому хроматографическим анализом его невоз-
можно своевременно выявить.
Для определения напичия повреждения в работающем
трансформаторе посредством анализа растворенных в мас-
90
ле газов применяют маслоотборное устройство, систему
выделения растворенных в масле газов, газоанализатор,
нормировочные данные по отбраковке трансформатора.
Хроматографический анализ масла выполняется в энер-
госистемах в соответствии с действующими указаниями [9].
В Донбассэнерго была проведена работа по проверке
хранения (сохранности) газов в пробе масла в шприце.
Установлено, что после двух недель хранения концентра-
ция углеводородных газов, оксида и диоксида углерода
уменьшается не более чем на 20 %, а водород почти пол-
ностью исчезает из пробы масла. В зарубежной практике
конструкция шприцов дает возможность хранить образцы
масла около 2 мес. Поэтому при организации работы по
хроматографии вопрос возможной длительности хранения
пробы масла в шприцах следует учитывать.
Существует несколько способов выделения газов из
масла, которым соответствуют свои способы отбора пробы
масла. Наибольшее распространение как в отечественной,
так и в зарубежной практике нашел метод отбора пробы
масла в стеклянные шприцы объемом 5 и 10 мл. Для отбо-
ра пробы масла на трансформаторе имеется специальный
патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен
от загрязнений, при этом для удаления застоявшегося в
патрубке масла необходимо слить некоторое его количество.
Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в спе-
циальную тару с гнездами для шприцов, маркируют пробу
и отправляют в лабораторию. При маркировке пробы следует
фиксировать энергообъект (электростанция или подстан-
ция), стационарный номер трансформатора, место отбора
пробы (бак, устройство РПН, ввод), дату отбора, кем выпол-
нен отбор. Основное требование при отборе и доставке
пробы масла в центральную лабораторию - обеспечить гер-
метичность и не допустить загрязнения или увлажнения
масла.
Экстрагирование (выделение газов в стеклянном сосуде
с применением вакуума и барботирования) масла являет-
ся наиболее распространенным в отечественной и зару-
бежной практике. Выделенный объем газа разделяется
в хроматографе на составляющие.
В отечественной и мировой практике определяют со-
держание (концентрацию) следующих газов: углекислого
91
газа СО2, оксида углерода СО, водорода Н2, кислорода О2,
азота N2; углеводородов - метана СН4, ацетилена С^Н2, эти-
лена С-2Н4, этана C^Hg и др. Кроме того, определяют соот-
ношение концентраций некоторых наиболее показатель
ных (характерных) газов и рост их концентрации по срав-
нению с предшествующим регулярным измерением.
Отечественные нормы [9], разработанные ВНИИЭ при
участии ряда других НИИ, предусматривают использование
информации по концентрации газов:
а) для выявления дефектов твердой изоляции - СО2;
б) для выявления повышенного нагрева металла и час-
тичных рязрядов (ЧР) в масле (дефекты токоведущих час-
тей, в первую очередь контактных соединений, повышен-
ный нагрев поверхности магнитопровода и конструкционных
деталей, в том числе с образованием короткозамкнутых
контуров), С^Н-^, С2Щ; ПРИ пленочной защите дополнительно
используют концентрации водорода и метана, а также ско-
рость роста концентрации этих четырех газов и этана.
По этим данным определяют, где расположен источник
ЧР - в масле или в твердой изоляции. Более подробную
информацию о степени опасности дефекта получают по
отношениям концентраций характерных газов.
Анализ различен для старых и новых трансформаторов, на-
пример в старых трансформаторах наличие СО и СО2 мо-
жет характеризовать не наличие дефекта, а естественный
повышенный тепловой износ.
Перегревы конструкционных частей и магнитопровода
в трансформаторе подразделяются по температуре на две
группы: перегревы с температурой ниже 350 °C, перегревы
с температурой 350—450 °C.
Характерными газами для перегревов конструкционных
частей и магнитопровода в силовых трансформаторах являются
этилен и ацетилен. Вопрос о выводе трансформатора в ка-
питальный ремонт решается при появлении в масле транс-
форматоров одного из этих газов или обоих вместе в опре-
деленных количествах.
Перегревы твердой электрической изоляции силовых
трансформаторов можно фиксировать только посредством
ХАРГ. Газовое реле в этом случае не реагирует и может
начать действовать лишь в завершающей стадии повреж-
дения изоляции, сопровождающейся значительным газо-
92
выделением (например, при завершении ’’ползущего” раз-
ряда,. Характерный газ при перегреве твердой изоляции -
диоксид углерода СО2. Вывод трансформатора в ремонт
для обнаружения повреждения, вызванного перегревом
(повреждением) твердой изоляции, производится по пре-
дельным значениям газов спектра, особенно СО2.
При ХАРГ следует учитывать способ защиты масла от
увлажнения. При защите воздухоосушителем в спектре бу-
де отмечен кислород, при азотной защите - азот. Наличие
воздуха (кислорода) в спектре в случае пленочной защиты
показывает потерю ее герметичности.
При установлении характера повреждения и оценке
степени его опасности достоверность анализа зависит от
количества проведенных анализов за конкретный проме-
жуток времени. В отечественной практике принята перио-
дичность отбора проб масла для ХАРГ 1 раз в 6 мес, для
вновь вводимых в работу трансформаторов 220-500 кВ, а
также 110 кВ мощностью 60 МВ-А и более - ежедневно в
течение первых трех суток работы, затем через 1, 3 и 6 мес.
Для трансформаторов 750 кВ и выше дополнительно произ-
водится ХАРГ через две недели после включения.
Методы испытаний изоляции активной части
трансформатора, не получившие широкого распространения
(измерение ЧР)
На отдельных подстанциях, где установлены трансформа-
торы 750 кВ и выше, внедрен контроль частичных разрядов
(ЧР) оборудования и, в частности, силовых трансформато-
ров. Контроль производится устройствами измерения ЧР
двумя методами - электрическим и акустическим.
Следует обратить внимание, что измерение уровня ЧР
специальным сигнализатором (СЧР) на подстанции, имею-
щей собственный (рабочий) фон ЧР, недостаточно эффек-
тивно для выявления дефектов в силовых трансформаторах.
СЧР фиксирует в целом различные отклонения на действую-
щей подстанции, но не обеспечивает селективную отбра-
ковку поврежденного оборудования. В большинстве случаев
он сигнализует лишь о появившихся отклонениях в работе
подстанции. Однако СЧР достаточно эффективны при их
использовании на заводах-изготовителях трансформаторов.
Акустический способ выявления дефекта активной части
трансформатора точно определяет местоположение истсч-
93
ника недопустимых ЧР (локация ЧР). Этот способ основан на
измерении запаздывания акустической волны, возбуждае-
мой частичным разрядом, т.е. времени ее прохождения
от источника разрядов до акустического датчика (или раз-
ности времен прохождения волны до соответствующих дат-
чиков, установленных в различных точках стенки бака).
В настоящее время перечисленные способы измерения
частичных разрядов целесообразно использовать в отдель-
ных случаях на особо ответственных энергообъектах напря-
жением 750 кВ и выше, а также при переводе состояния
опытно-промышленных образцов трансформаторов.
Испытание комплектующих частей и вспомогательного
оборудования
В ряде энергосистем внедрен контроль состояния обо-
рудования по выявлению мест перегревов. Применительно
к силовым трансформаторам используется тепловизионный
метод для выявления перегрева наружных частей транс-
форматора. С помощью этого метода своевременно обнару-
живаются перегревы верхнего контактного узла вводов ВН
и тем самым предупреждаются особо опасные повреждения
трансформатора, сопровождающиеся пожаром. Этим мето-
дом эффективно фиксируются перегревы мест присоеди-
нения токопровода к вводам НН, а также перегревы на
поверхности бака и др.
Наибольшее распространение в энергетике получили
отечественные тепловизоры марки ТВ-03.
Портативный прибор марки ИСП-1 используется для диаг-
ностирования подшипников в маслонасосах систем охлаж-
дения трансформаторов. Состояние подшипников в электрона-
сосах оценивается по измеренному уровню высокочастот-
ных вибраций.
12. Комплексная оценка состояния трансформатора
Анализ состояния действующих трансформаторов в экс-
плуатации производится по комплексу показателей (ре-
зультатов измерений и испытаний), объединенных причинно-
логической связью в диагностические схемы.
В используемых энергосистемами диагностических схе-
мах основой является ХАРГ. До сих пор отсутствует единая
диагностическая схема для всех энергосистем.
94
Диагностирование состояния мощных трансформаторов
производится квалифицированным персоналом с привле-
чением специалистов научных организаций Минэнерго СССР
и завода-изготовителя.
При диагностировании выявляются недостатки транс-
форматора, решаются вопросы необходимости вскрытия,
разборки или ремонта, разрабатываются предупредительные
меры, даются рекомендации по дальнейшей эксплуатации
трансформаторов.
При диагностировании сложным является определение рабо-
тоспособности действующего трансформатора, т.е. решение во-
проса его временной эксплуатации до принятия предупреди-
тельных мер. Так, например, трансформатор с ухудшенными
из-за увлажнения характеристиками изоляции является неис-
правным, но может оставаться некоторое время работоспо-
собным. Если за это время неисправность устраняется,
например, путем осушки масла и изоляции с помощью тер-
мосифонных фильтров во время работы трансформатора,
то трансформатор по состоянию вновь оказывается и ис-
правным, и работоспособным. Следует также помнить,
что дефекты, заложенные в конструкции трансформатора в
период проектирования и изготовления, могут в период
эксплуатации как бы ’’вызревать”. Кроме того, вследствие
взаимосвязи между элементами конструкции дефект од-
ного из них, менее опасный, вызовет не только изменение
состояния его самого, но и значительное ухудшение состоя-
ния соприкасающегося с ним более важного элемента (на-
пример, непредвиденное, интенсивное старение изоляции
токоведущего элемента схемы обмоток), что приведет к
повреждению трансформатора. Следовательно, при диаг-
ностировании следует различать ’’вторичные” повреждения,
развивающиеся как следствие первоначальных дефектов.
Поэтому правильно разработанная диагностическая схема
рассматривает трансформатор как систему взаимосвязан-
ных узлов и деталей.
Для исключения ошибок при диагностировании состояния
трансформатора целесообразно помимо основной схемы ди-
агностики использовать классификационные схемы отказов,
которые помогают правильно фиксировать дефект и уста-
навливать обоснованный диагноз состояния трансформатора.
Некоторые примеры упрощенной комплексной оценки
приведены в [8].
9S
Большую роль в развитии диагностирования должны сыг-
рать устройства и системы для проведения непрерывного
ХАРГ, например, при помощи навесных устройств с непре-
рывным отбором газов через мембрану в стенке бака. Пер-
вые такие устройства уже внедряются в Канаде [12], Япо-
нии и других странах.
13. Некоторые сведения о защите трансформаторов
Контрольные и защитные устройства предназначены для
обеспечения надежной и бесперебойной работы трансфор-
матора. Работа трансформатора без таких устройств невоз-
можна. Ряд контрольно-измерительных устройств входит
в конструкцию трансформатора.
Маслоуказатель, устанавливаемый на расширителе, поз-
воляет проверить уровень масла при заливке (сливе) мас-
ла, в процессе эксплуатации контролировать уровень мас-
ла, а также в случае необходимости регулировать объем
масла в трансформаторе.
Термометрический сигнализатор (манометрический тер-
мометр) устанавливается на крышке бака и обеспечивает
контроль температуры масла в верхних слоях, где оно, как
правило, наиболее нагрето. Корпус термосигнализатора
со шкалой и стрелкой, указывающей температуру, устанав-
ливают на баке с внешней стороны на высоте, удобной для
наблюдения. Термометрический сигнализатор снабжен
контактами, замыкающими сигнальную цепь при дости-
жении определенной заданной температуры. На мощных
трансформаторах устанавливают два термосигнализатора.
Одш из них используют для контроля температуры масла,
а второй - для автоматического управления системой ох-
лаждения.
Газовое реле предназначено для своевременного преду-
преждения (сигналим) или отключения трансформатора
при внутренних повреждениях активной части, сопровож-
дающихся разложением магла и изоляционных материалов,
а также сигнализирует при упус масла из трансформатора.
При внутренних повреждениях трансформатора выделяе-
мые газы поднимаются к крышке трансформатора и направ-
ляются к газовому реле. Для правильной ориентации газа
к газовому реле патрубок', соединяющий крышку эака и
96
расширитель, имеет уклон. При установке трансформатора
на фундаменте также предусматривается уклон. Тем самым
обеспечивается движение газа к газовому реле.
При значительных внутренних повреждениях, связанных
с интенсивным газовыделением, в баке трансформатора
создаются повышенное давление и значительные пере-
токи масла и газа через газовое реле, что приводит к сра-
батыванию газового реле на отключение. При незначитель-
ных повреждениях газы постепенно скапливаются в газо-
вом реле, что приводит к срабатыванию реле на сигнал.
У особо ответственных трансформаторов сигнальные кон-
такты газового реле введены в цепь защиты на отключение.
Газовая защита является наиболее чувствительной и уни-
версальной защитой трансформатора, но уступающей диф-
защите по быстродействию при внутренних повреждениях.
Она реагирует на такие опасные повреждения, как замы-
кания между витками обмоток, на которые не реагируют
другие виды защит из-за недостаточного первичного тока
при таком повреждении. В эксплуатации встречаются раз-
личные конструктивные исполнения газового реле: поплав-
ковые, лопастные и чашечные.
Струйное и реле давления используются, как правило,
для защиты устройств РПН, размещаемого в отдельном ба-
ке, вне основного бака трансформатора. В некоторых ста-
рых конструкциях РПН в качестве струйного использова-
но газовое реле, но это нежелательно, так как нормальная
работа контактора этих устройств сопряжена с выделением
газа. Струйное реле обеспечивает контроль за циркуля-
цией масла в маслоохладителе и является прибором как
показывающим (индикаторным), так и сигнальным.
Манометры (дифманометры) предназначаются для кон-
троля за перепадом давления воды и масла в охладителе
масловодяной системы охлаждения, за превышением дав-
ления масла над давлением воды, а также для фиксации
давления в герметичных вводах. Манометры в системе ох-
лаждения устанавливаются на патрубках охладителя —
на входе и выходе воды и масла.
В маслонаполненных вводах манометры устанавливаются
вблизи фланца ввода или выводятся на стенку бака (или
на отдельную стойку вблизи бака, чтобы исключить неже-
лательное действие вибрации).
97
4—6317
Контрольно-измерительные устройства имеют связь со
шкафами автоматического управления дутьем, которые
устанавливаются отдельно вблизи трансформатора. Аппа-
ратура, встроенная в эти шкафы, автоматически включает
и отключает двигатели дутья и маслонасосы системы ох-
лаждения трансформатора в зависимости от температуры
верхних слоев масла и тока нагрузки (имеется связь с транс-
форматорами тока).
Устройства РПН имеют указатель положения переклю-
чающего устройства, а также красную сигнальную лампу,
сигнализирующую ход переключения. В рабочем положении
при неподвижном переключающем устройстве лампа не
горит и загорается и продолжает гореть в течение всего
процесса переключения. Лампа гаснет при фиксации сле-
дующего рабочего положения. Автоматическое управление
переключающим устройством РПН обеспечивается при-
менением аппаратуры, установленной в шкафах рядом с
трансформатором. Эти шкафы имеют связь с трансфор-
маторами напряжения (тока). В зависимости от напряжения
сети производится автоматическое отключение и включе-
ние приводного механизма РПН. На щитах управления
подстанции (станции) устанавливаются приборы управле-
ния и сигнализации о работе РПН.
Релейная защита. В процессе работы трансформаторы
воспринимают токи, превышающие не только номинальные
токи, но и токи перегрузки. Чтобы сократить длительность
воздействий токов КЗ и своевременно вывести трансформа-
тор из работы, предусматривается релейная защита следую-
щих видов:
дифференциальная защита - для защиты при повреж-
дениях обмоток, вводов и ошиновки трансформатора;
токовая отсечка мгновенного действия - для защиты
трансформаторов при повреждениях ошиновки, вводов и
части обмотки со стороны источника питания;
максимальная токовая или максимальная токовая на-
правленная защита (реагирующая на фазные токи, а также
на токи нулевой и обратной последовательностей), макси-
мальная токовая защита с пуском минимального напря-
жения;
дистанционная защита.
В зависимости от мощности (а также в случае параллель-
ной работы трансформаторов и необходимости повышения
98
чувствительности защит) используется тот или иной спо-
соб или комбинация способов защиты.
Так, дифференциальная защита устанавливается на
трансформаторах мощностью 6300 кВ-A и выше, а также при
параллельно работающих трансформаторах мощностью
4000 кВ-A и выше, но может устанавливаться и на транс-
форматорах мощностью 1000 кВ-A для повышения чувстви-
тельности защит (токовая отсечка, максимальная токо-
вая защита).
Повреждение вводов относят к наиболее опасным пов-
реждениям трансформаторов, как правило, приводящим
к пожару трансформатора, поэтому для своевременного об-
наружения повреждения вводов применяется устройство
контроля изоляции вводов (КИВ). Эта защита устанавли-
вается на вводах 500 кВ и выше, имеющих специальный
измерительный вывод от наружной обкладки изоляции
ввода (конденсаторного типа). Выводы вводов трех фаз
объединяются в звезду, и ток в нулевом проводе звезды по-
дается на реле защиты. В связи с этим при повреждении изо-
ляции в одном из трех вводов нарушается баланс тока, и
он фиксируется защитой. Устройство КИВ имеет две устав-
ки: при меньшей уставке, отстроенной на небаланс
нормального режима, защита срабатывает на сигнал, а при
большей уставке - на отключение трансформатора.
14. Нагрузочная способность трансформаторов
Нагрузка большинства трансформаторов в течение всего
срока службы меняется в течение суток.
Трансформаторы могут планомерно отключаться в за-
висимости от режима их работы. При снижении нагрузки
часть параллельно работающих трансформаторов может
быть отключена с переводом их нагрузки на оставшиеся
в работе трансформаторы, тем самым обеспечивается наи-
более экономичный режим работы трансформаторов.
Режим нагрузки трансформаторов, работающих в блоке
с генератором, определяется режимом нагрузки генерато-
ров, и, если электростанция работает в базисе графика,
они несут постоянную по величине нагрузку в течение дли-
тельного времени. Понизительные трансформаторы, установ-
ленные непосредственно у потребителей, имеют графики
нагрузки, определяемые графиком работы потребителей.
99
Соответственно изменяющейся нагрузке меняется теп-
ловое состояние трансформатора и тем самым интенсивность
теплового старения изоляции трансформатора. Поэтому тем-
пературный режим трансформатора должен выдерживаться
в диапазоне допустимых температур, только в таком слу-
чае можно обеспечить и выдержать нормируемый срок
службы трансформатора.
Следует различать номинальную мощность и нагрузоч-
ную способность трансформатора. Под номинальной мощ-
ностью понимают условную мощность, которую трансфор-
матор может отдавать постоянно в течение всего нормаль-
ного срока службы. (В ГОСТ 11677-65 срок службы не ука-
зан, в ГОСТ 11677-75 и ГОСТ 11677-85* средний срок служ-
бы 25 лет).
Нагрузочная способность - это мощность, которую транс-
форматор способен отдавать только в данный рассматри-
ваемый относительно короткий промежуток времени. В этот
момент трансформатор работает под нагрузкой, превышающей
номинальную мощность трансформатора. Обязательным
условием допустимости систематической работы транс-
форматора в таком режиме является обеспечение нормаль-
ного срока службы трансформатора, т.е. если перегрузки
не сокращают в значительной степени срок службы изоля-
ции, а следовательно, и трансформатора в целом. При ава-
рийных перегрузках возникающие в трансформаторе темпе-
ратуры превышают допускаемые нормами значения, а зна-
чительный износ изоляции приводит к укорочению его
срока службы.
В реальных условиях эксплуатации допускаются как си-
стематические длительные, так и кратковременные ава-
рийные перегрузки. Значение систематических перегрузок
трансформатора определяется в зависимости от характера
суточного графика нагрузки и температуры охлаждающей
среды. Допустимая перегрузка и ее продолжительность
для трансформаторов мощностью до 250 MB-А, изготовлен-
ных до 1985 г., устанавливались ГОСТ 14209-69. Новый
ГОСТ 14209-85 распространяется только на трансформа-
торы мощностью до 100 MB-А включительно, а для транс-
форматоров свыше 100 МВ-А нормы нагрузочной способ-
ности даны в заводских инструкциях по эксплуатации.
Расчетные допустимые перегрузки трансформаторов в но-
100
вом стандарте сведены в таблицы (ранее те же перегрузки
определялись по диаграммам нагрузочной способности).
Результаты определения допустимых перегрузок путем лишь
расчета не всегда совпадают с результатами эксперимен-
тальных испытаний. Этим объясняется причина нераспро-
странения стандартов на весь действующий диапазон мощ-
ностей.
Испытания на перегрузочную способность некоторых
трансформаторов показали, что наиболее нагретая точка
обмотки (НИТ) не всегда правильно отражает максималь-
ную температуру нагрева трансформатора. Эксперименты на
нагрузочную способность трансформатора показали также,
что при допустимой температуре ННТ в конструкции могут
иметь место температуры, превышающие значение темпе-
ратуры ННТ (отводы, контакты переключающих устройств
РПН, перегревы от потоков рассеяния). У ряда трансформа-
торов по тем же причинам вместимости расширителей не
соответствуют тепловому расширению объема масла, воз-
никающему при перегрузках. Поэтому необходима осто-
рожность при определении перегрузки трансформатора в
эксплуатации, тем более что недостатки при определении
перегрузки расчетным путем выявляются только в даль-
нейшем, т.е. в эксплуатации.
Нарушение температурного режима приводит к ослаб-
лению конструкции, изоляция трансформатора приобретает
хрупкость, и тем самым увеличивается восприимчивость
к электродинамическим воздействиям при КЗ (при мень-
ших значениях токов КЗ).
В исключительных случаях вынужденно допускают на
трансформаторе перегрузки, приводящие к большему из-
носу изоляции, что связано с некоторым сокращением сро-
ка службы трансформатора. Это допускается, как правило,
в аварийных ситуациях, когда перегрузки за счет трансфор-
маторов предотвращают отключение потребителей, связан-
ное с большим материальным ущербом, значительно боль-
шим, чем ущерб, наносимый сокращением срока службы
трансформатора. По ГОСТ 14209-69 перегрузки в аварий-
ных режимах допускаются для всех режимов работы неза-
висимо от предшествующего режима нагрузки и темпера-
туры охлаждающей среды. При перегрузках следует учи-
тывать особенности и недостатки конструкции, когда
101
трансформаторы не могут нести полную перегрузку. В таких
случаях вопросы, связанные с нормируемой величиной
перегрузки, решаются совместно с заводом-изготовителем.
В новых нормах (ГОСТ 14209-85 и заводских инструкциях
по эксплуатации новых и обновленных типов крупных
трансформаторов, освоенных после 1985 г.) допустимые ава-
рийные перегрузки зависят от температуры охлаждающей
среды и от предшествующей нагрузки.
15. Параллельная работа трансформаторов
Для обеспечения надежности и бесперебойности электро-
снабжения большинство подстанций имеют два и более
трансформаторов, работающих параллельно.
Параллельная работа трансформаторов допускается при
соблюдении определенных требований:
тождественности групп соединения обмоток;
равенстве коэффициентов трансформации (в пределах
нормируемых допусков);
равенстве напряжения КЗ (в пределах нормируемых до-
пусков).
В эксплуатации по ряду объективных причин приходит-
ся решать задачи допустимости параллельной работы трас-
форматоров при некотором отличии от перечисленных
выше условий параллельной работы.
Не всегда при повреждении одного из параллельно рабо-
тающих трансформаторов возможно подобрать в энергоси-
стеме такой же трансформатор, полностью соответствующий
поврежденному по условиям параллельной работы. В та-
ких случаях параллельная работа трансформаторов обосно-
вывается предварительным расчетом, который должен
показать, что ни одна из обмоток каждого трансформатора
в режиме совместной работы не будет нагружаться выше
нагрузочной способности трансформаторов.
Если трансформаторы имеют разные значения напряже-
ния КЗ, то совместную работу можно допустить предвари-
тельным изменением коэффициента трансформации од-
ного из них с помощью переключателя напряжения. Этим
достигается компенсация перераспределения нагрузок из-за
различия в ик; уравнительные токи, возникающие из-за не-
соответствия напряжения КЗ, не перегружают трансформа-
102
тор (с меньшим uK) i пределах нагрузочной способности транс-
форматора.
Различия в значениях ик не сказываются при холостом
ходе трансформатора, так как коэффициенты трансформа-
ции одинаковы, но под нагрузкой вторичные напряжения
обоих трансформаторов окажутся разными из-за неравных
падений напряжения и их разность приведет к протека-
нию уравнительного тока по обмоткам трансформаторов,
причем у одного трансформатора он будет суммироваться
с основным током, а у другого вычитаться из него.
Рекомендуется выдерживать отношение мощности наи-
большего трансформатора к мощности наименьшего не
более 3:1.
Допускается параллельная работа двухобмоточных, трех-
обмоточных трансформаторов на всех обмотках, а также
двухобмоточных с трехобмоточными, если ни одна из обмо-
ток параллельно включенных трансформаторов не перегру-
жается с превышением нагрузочной способности трансфор-
матора.
Следует помнить, что нагрузка параллельно работающих
трансформаторов распределяется прямо пропорционально
мощностям и обратно пропорционально напряжениям КЗ.
Параллельная работа трансформаторов с различными
группами соединения обмоток возможна при группах сое-
динения 0, 4 и 8, группах соединения 6, 10 и 2, всех нечет-
ных группах соединения.
При несогласованном включении трансформаторов воз-
никающее напряжение между одноименными зажимами
вторичных обмоток, обусловленное углом сдвига напряже-
ний, приводит к появлению недопустимого уравнитель-
ного тока.
Группа соединения может быть изменена внешними
пересоединениями ошиновки трансформаторов.
16. Особенности эксплуатации
опытно-промышленных образцов трансформаторов
Опытно-промышленные головные образцы трансфор-
маторов устанавливаются в энергосистемах для проверки
их работоспособности, своевременного выявления недо-
статков конструкции.
103
При правильной организации работ эксплуатация таких
трансформаторов производится по специальной программе
обследования их состояния в течение определенного срока
наработки (не менее одного года).
Содержание программы различаются у конкретных
новых трансформаторов и зависит от характера обновления
конструкции (применения новых устройств РПН, нового
типа разрядников глубокого ограничения перенапряже-
ния типа ОПН и т.д.).
Следует учитывать, что при разработке современных
трансформаторов решаются сложные проблемы, связан-
ные с ростом удельных нагрузок (тепловых, электрических,
механических и др.) на основные активные элементы кон-
струкции трансформатора, а также с решением сложных
вопросов обеспечения электродинамической стойкости
трансформатора. Качественные изменения происходят за
счет применения лучших материалов и более прогрессив-
ных элементов трансформатора.
Следовательно, постоянно идет процесс обновления
трансформатора.
На Волжской ГЭС имени В.И. Ленина прошел опытно-
промышленную эксплуатацию трансформатор типа
ОРЦ-135000/500 с новым разрядником типа ОПН.
Благодаря применению разрядников нового типа, обес-
печивающих значительное снижение перенапряжения (до
~ 1,6 UH0M), также удалось снизить вес и габариты. При мон-
таже, вводе в эксплуатацию и в течение трехлетнего перио-
да работы группы этих однофазных трансформаторов произ-
водился постоянный контроль воздействий и состояния
внутренней изоляции по специальной программе. Транс-
форматоры постоянно находились под номинальной нагруз-
кой с допустимыми суточными и месячными колебаниями,
при этом наибольшая температура верхних слоев масла
не превышала 54 °C. В процессе эксплуатации происходили
коммутации с циклами отключения - включения группы,
в том числе в осенне-зимний период.
Анализ результатов измерений показал, что за время экс-
плуатации не произошло сколько-нибудь существенного
ухудшения характеристик изоляции, например пробивное
напряжение масла во всех трех фазах осталось на уровне
75-80 кВ, влагосодержание не превысило 10 г/т, а общее газо-
104
содержание 2 %. В качестве основного метода, позволяюще-
го судить о состоянии внутренней изоляции опытных
трансформаторов, был принят метод диагностики по резуль-
татам хроматографического анализа газов, растворенных
в масле трансформаторов. Сопоставление результатов,
полученных при анализе масла из работающего трансфор-
матора, с критериями диагностики, позволило сделать
вывод об отсутствии в упомянутых трансформаторах недо-
пустимых частичных разрядов или недопустимых пере-
гревов.
Дополнительным подтверждением отсутствия процес-
сов ЧР в изоляции явились результаты автоматической
регистрации ЧР в процессе эксплуатации трансформато-
ров. Измеряемый уровень соответствовал уровню короны
ОРУ 500 кВ и не превышал (1-2)-10'8Кл.
Успешный опыт эксплуатации опытно-промышленных
трансформаторов ОРЦ-135000/500 не только подтвердил
обоснованность разработанного метода расчета изоляции,
но еще раз доказал, что решающим фактором, обеспечиваю-
щим надежность работы изоляции, является не уровень
ее изоляции (испытательные напряжения), а надлежащее
качество проектирования, изготовления и испытания ее.
Кроме того, опыт монтажа этого трансформатора показал,
что ввод таких трансформаторов в эксплуатацию и даль-
нейшая работа возможны только с применением более
эффективного технологического вспомогательного обору-
дования, без чего невозможно обеспечить более жесткие
нормы по дегазации, содержанию в масле механических
примесей и др.
Большая работа была выполнена при опытной проверке
работоспособности трансформаторов 1150 кВ. В течение
опытной проверки по специальной программе в трансфор-
маторы 1150 кВ были внесены необходимые конструктив-
ные изменения, повышающие надежность этих трансфор-
маторов.
Важность проверки новых трансформаторов в течение не
менее одного года бесспорна, обоснована практикой, и в
настоящее время необходимость ее существования не вы-
зывает сомнений. Сейчас только после такой наработки,
выявляющей недостатки конструкции трансформатора,
после упрочнения и устранения недостатков разрешается
изготовление промышленных партий трансформаторов.
105
Г лава четвертая
ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА
17. Свойства трансформаторного масла
Трансформаторные масла, изготовляемые отечествен-
ной промышленностью, производятся по разным технологи-
ческим процессам в зависимости от сырьевого источника.
Вместо высокоароматизированной анастасьевской мало-
сернистой нефти все в больших объемах стали применять
в качестве сырья сернистые нефти восточных месторож-
дений.
При изготовлении масел из малосернистых нефтей ба-
кинских месторождений используется смесь нескольких
Таблица 3. Предельно допустимые значения показателей качества транс
Показатель ка- Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование
чества масла * 7 ю сх о о О ® 7 S О 1Л в О о V") й S' Ь 7
1 О г-ч -Н X о о
•“Ч CS & о 7 7 О о-Ч
о о Ь О ’Й сч оо СЧ
^3 S
Ь оо « 00 $ н Ь
о со сх " § о О
о Ь I > X о о >>
н О- ь
1. Пробивное напряжение, кВ, не менее, для транс- форматоров, аппа- ратов*1 и вводов на напряжение: до 15 кВ включи- тельно свыше 15 до 35 кВ включительно от 60 до 150 кВ включительно от 220 до 500 кВ включительно 750 кВ 1150 кВ 30 35 60 60 30 35 60 60 30 35 60 60 70 70 70 70 60 70 70
106
парафинистых нефтей. Из этого сырья получают масло
марок Т-1500 и Т-750, вошедших в ГОСТ 982-81, масло ТКп
по ТУ 38.101.890-81, а также масло ТКп по старому стандар-
ту (ГОСТ 982-68), которое залито во многие эксплуатируе-
мые трансформаторы. Эти масла изготовляются по старой
технологии методом кислотно-щелочной очистки с при-
менением серной кислоты. Такой метод изготовления
масел имеет свои недостатки. Так, например, некоторые
сернистые соединения и нафтеноароматические углево-
дороды удаляются не полностью. В зависимости от зада-
ваемой глубины очистки расход кислоты колеблется от 5
до 20 %. При меньшем расходе кислоты получают масло
невысокого качества марки ТКп; это сопряжено с меньши-
ми отходами в виде кислого гудрона. При получении более
форматорного масла
Эксплу-
атаци-
онное Метод испытания
масло
всех
марок
Масло после заливки в оборудование и перед
вводом в эксплуатацию
25 25 25 — — — 20 По ГОСТ 6581-75*
30 30 30 - - - 25
55 55 55 - - - 35
55 55 55 - - 55 45
— — 65 65 65 55
— — — 70 70 70 85
107
Продолжение табл.3
Показатель ка-
чества масла
Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование
ТУ 38.101.1025—85(ГК)
2. Массовое со-
держание механи-
ческих примесей,
%, не более:
для трансформа-
тора, аппаратов и
вводов на напря-
жение до 750 кВ
Отсутствуют
для силовых транс- —
форматоров на на-
пряжение 1150 кВ
3. Кислотное 0,02
число, мг КОН
на 1 г масла,
не более
4. Содержание
водорастворимых
кислот и щелочей,
мт КОН, для транс-
форматоров мощно-
стью более 630 кВ-А,
измерительных
трансформаторов
тока и для маслона-
полненных герме-
тичных вводов
5. Температура 150
вспышки, °C,
не ниже*2
0,02 0,02
135 135
0,005 0,005 0,0005
0,01 0.01 0,01
135 135 135
108
Масло после заливки в оборудование и перед
вводом в эксплуатацию
Эксплу-
атаци-
онное Метод испытания
масло
всех
марок
(визуально)
0,0005 0,0005 0,0005 0,0015
По ГОСТ 6370-83
(для свежего масла
до слива из цистерны
и для эксплуатацион-
ного масла — ви-
зуально)
По РТМ 34-70-653-83
0,02 0,02
0,02
0,01 0,01
0,01 0,25(0,1) По ГОСТ 6307-75*
Отсутствуют
0,014 1. Для масла перед
и после заливки в
оборудование по
ГОСТ 6307-75*
2. В эксплуатации
в соответствии с Ру-
ководящими указа-
ниями по эксплуата-
ции трансформатор-
ного масла
150 135
135 135 135
135
Сниже-
ние не
более
6 °C по
сравне-
нию с
преды-
дущим
анализом
109
Продолжение табл.3.
Показатель ка-
чества масла
Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование
ТУ 38.101.1025—85(ГК)|
6. Тангенс угла
диэлектрических потерь при 90 °C, %, не более*3 для си- ловых, измеритель- ных трансформа- торов и вводов напряжением:
110-150 кВ 1,7 2,2 0,5 — — —
220-500 кВ 1,7 2,2 0,5 — — 0,5
750 кВ — — — 0,5 0,5 0,5
1150 кВ — — — 0,5 0,5 0,5
7. Натровая про- ба, оптическая плот- ность в кювете 20 мм, не более 8. Стабильность против окисления*4: 0,4 0,4 0,4 0,4
масса осадка после окисления, %, не более Отсут- ствие 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
кислотное число окисленного мас- ла, мг КОН на 1 г масла, не более 9. Массовое влагосо держание, %, не более*5: 0,1 0,1 0,1 0,1 • 0,1 0,1
для трансформа- торов с азотной или пленочной защитой масла 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001
для трансфор- маторов без спе- циальных защит масла 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020
Масло после заливки в оборудование и перед
вводом в эксплуатацию
онное
масло
всех
марок
Эксплу-
атаци-
Метод испытания
2,2 2,7 — — — — 10 По ГОСТ 6581-75*
2,2 2,7 0,7 — — 0,7 10
— — — 0,7 0,7 0,7 5
— — — 0,5 0,6 0,5 4
— — — — По ГОСТ 19296-73*
0,015 — — — — По ГОСТ 981-75*
0,1 _ — — —“ — —
0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,002 По ГОСТ 7822-75*
0,0020 0,0025 0,0025 0,0025 0,0025 0,0025 - По инструкции пр
приятия-изготови-
теля
Ш
Продолжение табл. 3.
Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование
10. Газосодержа- ние, %, объема, не более*6 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
11. Температура Минус Минус Минус Минус Минус Минус
застывания, °C, 45 45 50 55 45 45
не выше
* * Минимально допустимое пробивное напряжение эксплуатационного масла
35 кВ на 110 кВ, 40 кВ на 220 и 330 кВ. В масле бака контактора не должно быть вла
* 2 Для трансформаторов на 110 кВ мощностью 60 мВ-A и более, 150—500 кВ всех
менее 80 кВ-A собственных нужд блоков 300 МВт и выше, масло из которых контро
кого масла не определяется.
* э Проба трансформаторного масла, предназначенная для определения значе
* 4 Стабильность против окисления для трансформаторных масел марок Т-750,
температура окисления —130 °C, скорость подачи кислорода — 50 мл/мин; для ма
ростъ подачи кислорода — 50 мл/мин.
* 5 Для трансформаторов с системами охлаждения М и Д при отсутствии замеча
дить качественно по ГОСТ 1547—84.
* 6 Для трансформаторов с азотной защитой масла допускается после заливки
содержания масла допускается производить приборами, установленными в уста
ции норма по газосодержанию приведена для масла трансформаторов с пленоч
Примечание. Для непосредственного применения в эксплуатации следует
качественного масла тем же способом получают масла ма-
рок Т-750 и Т-1500, но при этом количество отходов возрас-
тает, так как процесс изготовления сопряжен с большим
расходом сернистой кислоты.
Трансформаторные масла из сернистых нефтей восточ-
ных месторождений получают, применяя специальные
способы очистки. К ним относятся очистка селективными
(избирательными) растворителями и гидрогенерации (об-
работка водородом под высоким давлением). Масло по
ГОСТ 10121-76 изготавливается селективным способом.
112
Масло после заливки в оборудование и перед
Эксплу-
вводом в эксплуатацию
0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 2 По ГОСТ 20287-74*
ГОСТ 20287-74*
из бака контактора составляет 30 кВ для устройств РПН с изоляцией на 35 кВ,
ги, определение качественное по ГОСТ 1547—84.
мощностей, реакторов 500 кВ и выше, трансформаторов на 110 кВ мощностью
лируется хроматографическим методом, температура вспышки эксплуатацион-
ния tg б, дополнительной обработке не подвергается.
Т-1500 определяется при следующих условиях: длительность окисления - 30 ч,
рки ГК: длительность окисления — 14 ч, температура окисления — 155 С, ско-
ний по их герметичности допускается оценку влагосодержания масла проиэво-
не производить проверку газосодержания масла. В эксплуатации проверку газо-
новках по дегазации масла, или хроматографическим методом. В эксплуата-
ной защитой.
использовать последнюю редакцию ПГЭ [1].
Масло марки ГК по ТУ 38.101.1025-85 (ранее по ТУ 38.401.358-81)
производится способом гидрокрекинга: под высоким дав-
лением и при воздействии водорода происходит химиче-
ское преобразование структурных соединений дистиллята
нефти.
Масло по ТУ 38.101.281-80 получают адсорбционным спо-
собом из смеси малосернистых нефтей.
Отечественные масла марок Т-750, Т-1500 и ГК по качест-
ву можно отнести к маслам, конкурирующим с зарубежны-
ми маслами.
из
Помимо отечественных в энергосистемы поставляют им-
портные трансформаторные масла, которые иногда не со-
держат антиокислительные присадки. Поэтому при полу-
чении таких масел их следует проверить на содержание
присадки.
Качество трансформаторных масел характеризует ряд
показателей (табл. 3), которые контролируются в процес-
се изготовления, и в дальнейшем некоторые из них нахо-
дятся под контролем и в эксплуатации.
Обоснованность контролируемых показателей опреде-
ляется сведениями из гл. 3 (методы испытаний масла),
а также следующими факторами;
плотность определяется для расчета массы прибыв-
шего масла; она характеризует содержание ароматических
углеводородов и, тем самым восприимчивость масел к при-
садкам, их гигроскопичность, сопротивляемость к воздей-
ствиям электрического поля и др.;
вязкость характеризует подвижность масла при темпе-
ратурных колебаниях в трансформаторе. Из-за ухудшения
вязкости нарушается теплообмен в трансформаторе, уско-
ряется старение изоляции, возрастает сопротивление под-
вижным элементам конструкции трансформатора (уст-
ройств РПН);
показатель преломления введен в целях контро-
ля содержания в масле ароматических углеводородов
(нафтеноароматических углеводородов).
18. Область применения и порядок смешения
трансформаторных масел
Исследования, проведенные отечественными научно-
исследовательскими организациями, показали, что при
смешении масел разных марок в любых отношениях не
образуются смеси с отрицательными свойствами, между
компонентами не происходит образование новых химиче-
ских и межмолекулярных связей. На практике перед сме-
шиванием различных масел необходимо на пробной смеси
проверять tg 6 смеси масел, т.е. убедиться, что этот показа-
тель не превосходит нормируемых значений.
Трансформаторные масла, изготовляемые отечествен-
ной промышленностью, различаются своими характеристи-
114
ками. Лучшие масла рекомендовано применять в наиболее
ответственных силовых трансформаторах. Показатели мас-
ла определяют область их применения:
масла по ГОСТ 10121-76* - в силовых трансформаторах на-
пряжением не более 220 кВ;
масло марки ТКп и масло по ТУ 38.101.281-80 - в транс-
форматорах до 500 кВ включительно;
масло марок Т-750, Т-1500, ГК - в силовых трансформато-
рах напряжением более 500 кВ.
Все перечисленные масла допускается смешивать в лю-
бой пропорции, при этом области применения смеси опре-
деляются худшими компонентами смеси. Например, при
смешивании масла ТКп с Т-750 или ТКп с Т-1500 смесь при-
меняется в трансформаторах напряжением не более 500 кВ,
так как масло марки ТКп является худшим компонентом.
19. Причины ухудшения трансформаторных масел
е начальный период эксплуатации
В отдельных энергосистемах при слабом контроле посту-
пающего масла были отмечены случаи резкого старения
трансформаторных масел (отдельные партии марок масел
ТКп, Т-750) после непродолжительной эксплуатации транс-
форматора, при этом значительно возрастал tg 6. Это было
вызвано рядом причин: нарушением и несовершенством
технологии производства масел, слабым метрологическим
контролем, отгрузкой масел потребителю в неочищенных
цистернах, недостаточным контролем за качеством масел
на базах централизованного хранения (масла в большинст-
ве случаев поставляются на базы централизованного хра-
нения, а затем распределяются потребителям). В целях
сохранения качества масел целесообразно шире внедрять
прямую поставку масел от завода-изготовителя к месту
непосредственного его потребления. Такая поставка не
только сохраняет первоначальные характеристики масла, но
и повышает ответственность нефтеперегонных заводов
(НПЗ) перед потребителем.
Отмечены также случаи поставки масел с меньшим со-
держанием или без содержания противоокислительной
присадки (масло марки ТК и импортные масла).
115
Вынуженного смешивания масел, производимого в энер-
госистемах, следует избегать, так как оно не способствует
сохранению высококачественных масел. Лучшие отечест-
венные масла Т-750, Т-1500 и ГК производятся в ограни-
ченных количествах и в основном поставляются прямо
на заводы-изготовители силовых трансформаторов.
Как правило, в энергосистемах не имеется в необходи-
мых объемах высококачественное масло, идентичное мас-
лу трансформатора, прибывшего на монтаж. Поэтому при
монтаже часто вынужденно приходится смешивать масла.
Характеристики масел ухудшаются и на заводах—изгото
вителях трансформаторов. На этих заводах масла одной
марки с ухудшенными показателями, участвующие в про-
цессе термовакуумной обработки изоляции, сливаются
после некоторой обработки в емкости свежих масел. В даль-
нейшем из этих же емкостей заливаются трансформаторы,
отправляемые заказчику.
В условиях эксплуатации при правильном хранении
свежих масел они длительно сохраняют свои первоначаль-
ные свойства. Перед хранением емкости свежих масел до
заливки тщательно очищают, промывают и просушивают,
при необходимости внутренняя поверхность обезжиривает-
ся и окрашивается. В период хранения периодически пе-
резаряжается воздухоосушитель и контролируется состоя-
ние масла.
20. Влияние материалов, конструкции трансформатора
и других факторов на старение масел
Трансформаторное масло в качестве изоляционного ма-
териала и охлаждающей среды находится в постоянном
контакте с другими материалами, применяемыми в кон-
струкции трансформатора.
При проектировании трансформатора необходимо пра-
вильно подобрать материалы по показателю совместимости.
Небрежное отношение к исследовательскому обоснованию
совместимости применяемых материалов может в даль-
нейшем привести к отрицательным явлениям. Для оценки
возможности применения различных материалов в среде
трансформаторного масла была предложена методика [7],
моделирующая основные условия работы масла в обычных
116
и герметичных трансформаторах. Было отмечено влияние
материалов, используемых в конструкции.
Металлы, находящиеся в постоянном контакте с маслом,
ускоряют процесс его окисления. Из всех металлов наи-
большей окисляемостью обладают медь и ее сплавы. В сре-
де масла поверхности металлов подвержены коррозии,
химические продукты, появляющиеся при этом, ускоряют
дальнейшее окисление масла. Коррозия металлов под-
вижных контактов переключающих устройств всех типов
приводит к увеличению переходного сопротивления между
контактами и, следовательно, к перегреву контактов.
В этих узлах конструкции трансформатора из-за перегрева
под воздействием высоких температур происходит разло-
жение масла с образованием шлама черного цвета, и при
недостаточном контроле состояния масла оно в полном
объеме приобретает черный оттенок. Особенно активно
протекает процесс разложения масла в тех случаях, когда
переключающее устройство длительно находится в работе
на одном и том же положении (ступени). Отмечно, что с
повышением температуры коррозия металлов возрастает
и ее интенсивность зависит от химического состава масла
и других факторов (увлажненности масла, наличия кисло-
рода воздуха). С течением времени ухудшается по тем же
причинам и tg б масла.
Лаки, эмали и другие покрытия металлов, используемые
для защиты металлов от коррозии, в свою очередь взаимо-
действуют с определенной интенсивностью с маслом, и
их взаимодействие особенно возрастает при нарушении
технологии пропитки и сушки эмалей (лаков) при изготов-
лении трансформатора. То же возможно и при ремонте
трансформаторов в условиях эксплуатации и ремонтных баз.
Недопустимо произвольное применение эмалей и лаков
других марок, не применяемых в конструкции трансформатора.
Изоляция всех видов, применяемая в трансформаторах,
также неблагоприятно воздействует на масло, как и уплот-
нительная резина. Оценка резиновых изделий произво-
дится только по степени набухания после 72 ч в масле
ппи тем1 iepa type 35 °C при этом изменение массы резины
не должно превышать 5-10 %. Такая методика оценки
маслостойкости резины недостаточно полно характери-
зует длительную стойкость ее в среде масла.
117
Неблагоприятное влияние материалов, составляющих
конструкцию трансформатора, а также интенсивность ста-
рения масла возрастают в работающем трансформаторе
под воздействием роста температуры и электрического
поля. Повышение температуры и усиление электрическо-
го поля заметно влияют на окисляемость трансформатор-
ных масел и увеличивают количество выделяемого шлама
[7], причем в конструкциях без принудительного движе-
ния масла, особенно в маслонаполненных вводах, под од-
новременным воздействием температуры и электрическо-
го поля масло стареет интенсивнее.
За последнее время было снижено внимание к проверке
поведения масла в электрическом поле, не изучались проб-
лемы, связанные с комплексным воздействием теплового
и электрических полей. Без должной экспериментальной
проверки применялись новые сорта масла в трансформа-
торах. Это относится, например, к маслу марки ГК, которое
в случае применения его во вводах (а также измерительных
трансфомраторах напряжения и тока) из-за заниженного
процента содержания ароматических углеводородов нес-
колько больше восприимчиво к воздействиям электри-
ческого поля. Газы, выделяемые в таком деароматизиро-
ванном масле в результате воздействия электрического
поля, не поглощаются маслом с образованием структур-
ных связей, а выделяются и находятся в свободном состоя-
нии. По этой причине возрастает опасность газового про-
боя в среде такого негазостойкого масла.
С увеличением температуры пропорционально повыша-
ется способность масла выделять газы [13]. Было отмечено,
что для каждого масла имеется критическая температура,
выше которой при заданной напряженности поля оно из
газопоглощающего становится газовыделяющим.
21. Окисляемость трансформаторных масел. Присадки
В течение срока службы трансформаторов масло стареет.
На масло одновременно воздействуют температура, элек-
трическое поле, кислород воздуха, материалы, из которых
состоит трансформатор.
Если исключить возможность соприкосновения масла
с воздухом, можно значительно снизить процесс окисления
масла в действующем трансформаторе.
118
Изучение процесса окисления трансформаторного масла
при температурах от -50 до +100 °C показало, что окисление
масла происходит во всем интервале температур и его ин-
тенсивность возрастает с ростом температуры. В связи с
этим заметим, что в крупных трансформаторах благодаря
интенсивному охлаждению перепад температуры масла по
высоте значительно меньше, чем при естественном охлаж-
дении. Благодаря этому, хотя максимально допустимая
рабочая температура верхних слоев масла в силовом транс-
форматоре ограничена значением 95 °C, фактически при
охлаждении ДЦ, Ц при номинальной нагрузке температура
верхних слоев масла обычно не превышает 75-30 °C.
Практика показала, что применение противоокислитель-
ных присадок в масле увеличивает сопротивляемость ма-
сел к процессу окисления, тем самым повышается их срок
службы в действующем трансформаторе.
В качестве присадки широкое применение получил
ионол, который не извлекается из масла такими адсорбен-
тами, как силикагель и алюмогель. Следовательно, транс-
форматорное масло с присадкой ионол можно эффективно
использовать в трансформаторах, снабженных адсорбными
(термосифонными) фильтрами. Ионол легко растворяется
в масле в значительных концентрациях, не влияет на газо-
стойкость масел в электрическом поле и на интенсивность
частичных разрядов, совместим с материалами конструк-
ции трансформатора. Ионол добавляют в масло в количе-
стве 0,2-0,5 %. Малая восприимчивость ионола к некоторым
маслам (содержащим большое количество ароматических
углеводородов и сернистых соединений) является его не-
достатком. Восприимчивость ионола к маслу можно повы-
сить, применив при изготовлении масел глубокую очистку,
однако это сопряжено со снижением газостойкости таких
масел, т.е. сопротивляемость масла к воздействиям элек-
трического поля ухудшается.
Более подробно о присадках, применяемых в трансфор-
маторах, и о характере их поведения в масле описано в [7].
Адсорбные и термосифонные фильтры, применяемые в
трансформаторах, можно рассматривать как элементы кон-
струкции трансформатора, входящие в схему защиты мас-
ла от окисления.
22. Подготовка свежих трансформаторных масел
Как правило, в новые или прошедшие капитальный ре-
монт трансформаторы заливается свежее или восстанов-
ленное (отвечающее всем требованиям) трансформаторное
масло. Это масло проверяется по показателям, приведен-
ным в пп. 1-6 табл. 3, если оно прибыло вместе с трансфор-
матором. Масло, прибывшее с нефтеперегонного завода
(НПЗ) или с базы централизованного хранения нефтепро-
дуктов, проверяется по всем показателям табл. 3. В тех
случаях, если масло имеет низкую стабильность против
окисления или несоответствующей нормам tg 6 и другие
низкие показатели, оно бракуется и подлежит возврату с
предъявлением претензий в установленной форме. К со-
жалению, эксплуатация редко предъявляет рекламацию
за поставку некондиционного масла с ухудшенными пока-
зателями. Правильно поставленная претензионная работа
пресекает дальнейшую поставку некачественных масел,
способствует наведению на НПЗ должной технологической
дисциплины, одним словом, обеспечивает поставку масла
гарантированного, качества.
Масло, предназначенное к заливке в трансформаторы,
при необходимости дополнительно очищается, обезвожи-
вается и дегазируется.
Глубина или степень улучшения масла соответствует
классу изоляции трансформатора.
Влага в трансформаторном масле может находиться в
виде осадка, эмульсии и в растворенном состоянии. При
обезвоживании в первую очередь удаляется влага в состоя-
нии эмульсии и отстоя. После такого обезвоживани'я ос-
тавшаяся влага в растворенном состоянии не влияет на
электрическую прочность, tg 6 и стабильность.
Воздух в трансформаторном масле может быть растворен
при атмосферном давлении в количестве до 10 % объема.
Учитывая влияние кислорода воздуха на масло, приводя-
щего к росту его окисляемости, а также снижению электри-
ческой прочности изоляции, в современных конструкциях
мощных трансформаторов со специальной защитой масла
(азотной или пленочной) стремятся максимально удалять
воздух из масла. Поэтому перед заливкой масло должно
быть дегазировано до остаточного газосодержания не бо-
лее 0,1 % объема.
120
Механические примеси удаляются из масла до степени
фиксации их существующими приборами.
Подготовленное к заливке масло проверяется по электро-
изоляционным и физико-химическим характеристикам,
которые должны соответствовать показателям табл. 3.
Очистка масел от механических примесей
Очистка включает в себя в основном удаление из масла
механических примесей и шлама, при этом из него удаляет-
ся определенное количество влаги.
Очистка масла производится в два этапа. На первом
этапе из масла удаляются взвешенные частицы, обнаружи-
ваемые визуально. Для этой цели используется маслоочис-
тительная машина типа ПСМ-1-3000 или ее новая модифи-
кация ПСМ-2-4. Эти установки работают на принципе цен-
трифугирования и в практике называются центрифугами
или сепараторами. На втором этапе масло проходит более
глубокую очистку с применением фильтр-пресса, в котором
масло очищается путем фильтрования. В установке
ПСМ-1-3000 и в ее более современных модификациях
фильтр-пресс является составной частью установки и сое-
динен последовательно с центрифугой. Промышленность
выпускает фильтр-прессы различных типов производитель-
ностью от 1500 до 3000 л/ч. В последнее время для очистки
масла от механических примесей используются фильтры
герметичной конструкции типов ФГН-30 и ФГН-60.
Масло, очищенное от механических примесей, прове-
ряется по методике, сущность которой заключается в оп-
ределении массы механических примесей, задерживаемых
мембранными лавсановыми фильтрами, при фильтрации
через них испытуемого масла.
Осушка масел
Масло, предназначенное для мощных трансформаторов
ПО кВ и выше после предварительной очистки и обезвожи-
вания с помощью центрифуг и фильтр-пресса происходит
процесс обезвоживания. Для этой цели широкое распростра-
нение получил адсорбционный метод, основанный на при-
менении в качестве сорбента различных цеолитов как, при-
родных месторождений (называемых клиноптилолитами),
так и искусственных, получаемых промышленностью.
121
Сильно развитая пористая поверхность кристаллов цео-
литов обеспечивает большую их влагоемкость (18-20 %).
Пои низкой концентрации влаги и повышенной температуре
цеолиты имеют в несколько раз большую влагоемкость,
чем другие сорбенты (силикагель, активизированный оксид
алюминия и др.)- В основном сушка трансформаторного
масла наиболее эффективно производится цеолитом марки
NaA. Размер пор цеолита данной марки не превышает 4 А
(4-10~3 см). По размеру пор наиболее близким к цеолиту
марки NaA является цеолит марки СаА. Однако при сушке
масла его способность поглощать воду несколько хуже,
так как при размере пор около 5 А цеолит СаА адсорби-
рует из масла кроме воды и другие полезные низкомоле-
кулярные соединения. Не рекомендуется использовать для
сушки трансформаторного масла цеолит марок NaX и СаХ,
так как при размере пор цеолита этих марок около 8-9 А
наряду с водой и другими низкомолекулярными соедине-
ниями цеолит этих марок будет поглощать из масла также
ионол.
Основной частью адсорбной (цеолитовой) установки яв-
ляется батарея параллельно соединенных адсорбентов
(цилиндров), в которых находится цеолит. На входе и вы-
ходе адсорберов устанавливаются фильтры. Кроме того, на
входе устанавливаются также маслонасос и маслоподогре-
ватель. Применяемая в практике цеолитовая установка
имеет производительность от 1600 до 2500 л/ч. Она состоит
из четырех адсорберов, загруженных цеолитом в количе-
стве 50 кг; мощность электродвигателя 4,5 кВт.
Перед применением цеолиты просушиваются при темпе-
ратуре 400-450 °C. При той же температуре цеолиты просу-
шиваются после их срабатывания и насыщения влагой. При
просушке сухой и нагретый воздух подается в адсорберы
в направлении сверху вниз. При таком направлении потока
воздуха выгораемая часть масла (200 °C) не приводит к
значительному перегреву и структура цеолита сохраняется,
не разрушается. Перед сушкой отработанного цеолита стре-
мятся максимально слить масло из адсорберов, продувая
цеолит в том же направлении холодным воздухом. Сушка
свежих цеолитов происходит в течение 8-9 ч, а промаслен-
ных 10-12 ч.
122
После сушки адсорберы охлаждают до температуры
100 °C, затем их заполняют сухим трансформаторным маслом
и прокачивают его для удаления пыли.
В качестве сорбента вместо искусственного NaA монтаж-
ные организации и ряд энергосистем применяют природ-
ный цеолит месторождений Азербайджанской и Грузин-
ской ССР. Грузэнерго, как правило, для обезвоживания
масла использует местный природный цеолит, который
доступнее в приобретении. Природный цеолит, получаемый
из горных пород путем дробления, доводится до фракций
с размерами около 8 мм. Сушка отработанного природного
цеолита производится по той же технологии, что и при вос-
становлении искусственного цеолита.
Дегазация масла
Для удаления из масла растворенной влаги и газа до
остаточного влагосодержания не более 0,001 (10 г/т) и до ос-
таточного газосодержания не более 0,1 % объема на прак-
тике широко применяется вакуумная установка типа УВМ-1.
Основным рабочим элементом установки является двух-
ступенчатый дегазатор.
В первой ступени дегазатора происходит удаление из
подогретого до 50-60 °C масла основного количества водя-
ных паров и газа. Попадая самотеком во вторую полость,
масло подвергается окончательной осушке и дегазации.
Надмасленное пространство полости первой ступени ваку-
умируется вакуум-насосом типа ВН-1МГ агрегата типа
АВМ-150, при этом обеспечивается поддержание остаточ-
ного давления в полости в пределах от 277 до 650 Па. Необхо-
димое остаточное давление в надмасленном пространстве
(полости) второй ступени поддерживается на уровне 67—133 Па
работой вакуум-насоса типа ДВН-150, последовательно сое-
диненного с основным вакуум-насосом установки. Установ-
ка УВМ-1 содержит цеолитовый патрон, предназначенный
для поглощения водяных паров парогазовой смеси, он рас-
считан для осушки 100 т трансформаторного масла. Кон-
струкция установки предусматривает периодическую сушку
Цеолита в патроне.
По имеющимся в установке приборам и средствам визу-
ального наблюдения контролируют распыление и прохож-
дение масла в полостях дегазатора (через смотровые окна),
123
уровень масла в полости второй ступени дегазатора (по
маслоуказателю), остаточное давление в дегазаторе, темпе-
ратуру масла, газосодержание выходящего масла и произ-
водительность установки.
Периодически производят отбор пробы масла для опре-
деления остаточного влагосодержания.
Как правило, установку типа УВМ-1 используют при под-
готовке масла в трансформаторно-масляных хозяйствах или
для дегазации масла в отключенном трансформаторе. Одна-
ко в энергосистемах по ряду причин (при реконструкции с
внедрением пленочной защиты) может возникнуть необ-
ходимость дегазации масла на действующем трансформа-
торе без вывода его из работы. Так, на Сургутской ГРЭС раз-
работана схема дегазации масла на действующей группе
автотрансформаторов 500 кВ. Скорость подача масла в
бак трансформатора устанавливалась разной 1 т/ч. Сниже-
ние газосодержания в масле трансформатора до 0,1 % объе-
ма достигалось через 4-5 сут непрерывной дегазации. Отрегу-
лированный в процессе пуска установки режим дегазации
масла практически не изменялся.
Для обеспечения надежной работы автотрансформато-
ров без отключения от сети при проведении дегазации масла
соблюдались следующие условия:
были приняты все меры, исключающие попадание возду-
ха в автотрансформаторы, а также снижение уровня масла
в расширителе;
газовая защита автотрансформаторов была включена в
работу по принятой схеме: верхний элемент - на сигнал,
нижний - на отключение;
в процессе работы проводилось наблюдение за уровнем
масла в расширите ле автотрансформаторов (по стрелочному
маслоуказателю) и за отсутствием газа в газовом реле.
23. Регенерация трансформаторных масел
Отработанное масло с кислотным числом около 0,2 мг КОН/г
сливается из трансформаторов в отдельные емкости. По дей-
ствующим правилам такое масло подлежит возврату на базы
централизованного восстановления масла. При централизо-
ванном сборе и последующей регенерации масла разных
марок неизбежно смешиваются и теряют свою однородность.
В условиях эксплуатации в отдельных энергосистемах
слитое масло успешно восстанавливается силами энергоси-
стем, при этом полностью сохраняется однородность масла.
В процессе восстановления из масла удаляются продукты
окисления.
Для восстановления глубокоокисленных масел с кислот-
ным числом 0,4-0,6 мг КОН/г в ряде случаев используется
сернокислотная обработка с земельной доочисткой. Перед
этим масло предварительно очищается от воды и механи-
ческих примесей и подается в специальную мешалку, где
оно обрабатывается серной кислотой (удельный вес кислоты
1,84), которая подается порциями. Далее идет восстанов-
ление масла по специальной технологии.
Для восстановления трансформаторных масел с кислот-
ным числом до 0,2-0,4 мг КОН/г применяются более простые
способы. Наибольшее распространение нашли искусствен-
ные сорбенты - силикагель марки КСК и оксид алюминия.
Из естественных разновидностей наибольшее распростра-
нение получили ’’зикеевская опока” и другие отбеливаю-
щие глины.
Отработанные сорбенты (силикагель) подлежат многократ-
ному использованию, для чего они продуваются воздухом,
нагретым до 200 °C. Сокрость подачи воздуха регулируется
таким образом, чтобы избежать воспламенения масла. Для
той же цели подача воздуха производится в направлении
сверху вниз. Восстановление адсорбента происходит при
температуре 500—600 °C в течение 10-12 ч.
Для восстановления отработанных трансформаторных ма-
сел промышленностью освоены установки для регенерации.
На установке типа РМ-50-65 i производят регенерацию
масла в зависимости от степени окисления по двум ме-
тодам: по методу ’’кислота-земля” при кислотном числе
отработанного масла до 0,2 мг КОН/г и методу ’’щелочь-
земля” при кислотном числе более 0,2 мг КОН/г.
Установка РИМ-62 производит регенерацию с примене-
нием отбеливающей глины.
Восстановление масла в адсорберах с применением
адсорбентов (силикагель) производится в установках ти-
па Р-1000М, РТМ-200 или УРТМ-200М, а также УРИМ-100.
Для повышения эффективности регенерация производится
под вакуумом.
125
Установки УРТМ-200М и УРИМ-100 работают по двум схе-
мам:
по схеме вакуумной сушки масло последовательно про-
ходит цикл насос-электропечь-отгонный куб (в нем пары
и газы конденсируются и удаляются) - насос - фильтр-пресс;
по схеме регенерации масло проходит последовательно
цикл насос - электропечь — отгонный куб - насос - электропечь -
адсорберы - фильтр-пресс.
24. Трансформаторное маслохозяйство. Хранение масла
Обследование состояния маслохозяйств, проведенное
ПО ’’Союзтехэнерго”, показало, что как действующие, так
и проектируемые маслохозяйства энергетических предпри-
ятий не обеспечивают в полном объеме выполнение необ-
ходимых операций по подготовке трансформаторых масел
на всех стадиях их эксплуатации с момента получения
масла до сдачи его на регенерацию.
Зачастую на подстанции трансформаторно -масляное хо-
зяйство (ТМХ) не используется в полной мере, и этому спо-
собствует недостаточное оснащение ТМХ современными
высокоэффективными установками. В большинстве слу-
чаев при проектировании ТМХ предусматривается уста-
ревшее оборудование. Как правило, в типовых проектах
для выполнения технологических операций используются
маслоочистительная машина ПСМ-1-3000 и ее современная
модификация ПСМ-2-4, фильтр-прессы ФП2-3000, адсорбе-
ры, разработанные ОРГРЭС, баки порционной очистки на
2-3 м3, сливной бак емкостью 5 м3, емкости (резервуары)
складирования масла до 100 м3 (вертикального или гори-
зонтального расположения), фильтры (ОРГРЭС) на 1 и 2 кг
сорбента, бачки для введения присадок в масло емкостью
0,3 м3, масляные насосы типов Р3-4а, РЗ-За, Р3-7,5а или
шестеренчатые насосы серии III (1И-40-6-18/4), а также ва-
куумные и дегазационные установки.
Типовые решения маслохозяйств энергообъектов имеют
некоторые различия в принципиальных схемах коммуни-
каций трансформаторного (а также турбинного) масла,
конструктивно-компоновочных решениях по технологи-
ческой части, типовых решениях узлов установки и обвяз-
ки оборудования и резервуаров, в принципиальных схемах
126
приготовления изоляционного масла для заливки и до-
ливки в трансформаторы разных классов напряжения (в
основном 330 кВ и выше).
Для полной загрузки и эффективного использования обо-
рудования некоторые ТМХ предусматривают использование
передвижного оборудования, причем часть передвижного
оборудования (насос шестеренчатый, фильтр-пресс, подо-
греватель) входит в состав маслохозяйства, а другая часть
п эредвижного оборудования (цеолитовая установка, дега-
зационная установка, а также установки ’’Иней” и ’’Сухо-
вей”) передается в маслохозяйство после завершения мон-
тажных работ. В маслохозяйстве, где предусматривается
передвижное оборудование, устанавливаются два гори-
зонтальных бака порционной очистки объемом 5 м3, два
насоса шестеренчатых производительностью 18 и 3,6 м3/ч,
два фильтра сетчатых грубой очистки (поверхность сетки
0,3 м2).
Для связи и подключения стационарного и передвиж-
ного оборудования служат четыре коллектора (напорный
и всасывающий) чистого и грязного масла.
Как правило, маслохозяйство после сдачи в эксплуата-
цию дооснащается по инициативе энергосистем оборудо-
ванием для восстановления трансформаторных масел и сор-
бента. Вызвано это тем, что в большинстве случаев масло-
хозяйства осуществляют только очистку масла от меха-
нических примесей с использованием фильтр-пресса и
хранение запаса масла.
Маслохозяйства на электростанциях и крупных подстан-
циях с ТМХ имеют линии подачи и возврата масла в машин-
ный зал и ОРУ, однако эти линии не образуют контур цир-
куляции масла. В результате затрудняется очистка после
ремонтной кампании и эксплуатация маслохозяйств, так
как масло, находящееся долгое время в линии подачи к
оборудованию, необходимо периодически очищать (объ-
ем этого масла может достигать от 3 до 15 м3).
Союзтехэнерго рекомендует применять схему аппарат-
ной маслохозяйства (рис. 18), предусматривающую очист-
ку, регенерацию и стабилизацию трансформаторных масел
Рекомендуемая технологическая схема восстановления
трансформаторного масла предусматривает перекачку мас-
ла с подогревом или без него, ввод присадки, фильтрацию
12'
Всасывающий
коллектор
В напорный,
коллектор
Рис. 18. Схема очистки и регенерации изоляционного масла:
1 — фильтр сетчатый; 2 — адсорбер силикагелевый; 3 — фильтр тонкой очистки;
4 — бак присадок; 5 — подогреватель; 6 — счетчик; 7 — насос
масла на фильтрах тонкой очистки глубокую осушку мас-
ла с фильтрацией от асфальтосмолистых продуктов окис-
ления с последующей фильтрацией, полный цикл регене-
рации, включающий последовательную осушку, удаление
асфальтосмолистых соединений и тонкую очистку от меха-
нических примесей. Схема позволяет выбирать оптималь
ную технологию очистки или регенерации и получать за
один цикл обработки масло нужного качества. Произво-
дительность установок регулируется вентилем, располо-
женным перед насосом Ш-40-6-18/4. В зависимости от вида
обработки и качества исходного масла производительность
регулируется в пределах от 3 до 10 т/ч. Для удаления влаги
в регулируемой схеме используются или адсорберы с цео-
литовым заполнением (для сушки), или адсорберы с сили-
кагелевым заполнением (для очистки от асфальтосмолис-
тых веществ) или последовательно используются эти ад-
сорберы с разным сорбентом. Емкость адсорберов - 50 кг
сорбента. Конструкция адсорберов, применяемых в схеме,
идентична применяемым в настоящее время.
В качестве фильтров тонкой очистки рекомендуется при-
менять фильтры по типу ’’труба в трубе”. Такой фильтр со-
128
стоит из цилиндрического корпуса и фильтрующего элемента.
Фильтрованный слой образуется при намотке на наружную
поверхность фильтрующего элемента различных фильтро-
вальных материалов. Использование фильтровальных
материалов с различной пористостью позволяет задавать
требуемую степень фильтрации в зависимости от загряз-
ненности исходного масла.
Производительность установки по рекомендуемой схе-
ме в зависимости от качества исходного трансформатор-
ного масла и вида обработки:
фильтрация — 8—10 т/ч (при одновременной работе двух
фильтров тонкой очистки);
сушка - 3-5 т/ч;
удаление продуктов окисления - 3-5 т/ч;
полный цикл регенерации (фильтрация, сушка, удале-
ние асфальтосмолистых веществ, фильтрация) - 3-4 т/ч.
Эффективность и целесообразность капиталовложения
при разработке конкретной схемы проекта аппаратной
маслохозяйства зависят от объема очищаемых и регене-
рируемых масел.
Хранение масла и его учет осуществляются на открытых
складах. Для этой цели применяются стальные горизон-
тальные резервуары объемом 5, 10, 50, 75 и 100 м3 или верти-
кальные стальные резервуары объемом 25,63 и 70 м3.
К каждому резервуару (баку) подходят линии закачки,
откачки, а также дренажная линия перелива, соединенные
с дренажным баком. Пробоотборные точки предусмотрены
или на линиях откачки или на линиях в дренажный бак
(отбор проб из баков на некоторых складах не предусмат-
ривается). Замер уровня масла в баках склада осуществляет-
ся по-разному: манометром, установленным в нижней час-
ти бака, уровнемером типа УДУ-5, маслоуказательной
трубкой. Резервуары оборудуются воздухоосушительными
фильтрами различной вместимостью индивидуально на
каждый бак (от 2 до 5 кг) по одному или два фильтра.
В большинстве случаев в резервуарах отработанного мас-
ла не предусматривается установка фильтров.
Резервуары в некоторых проектах маслохозяйств имеют
’’хлопушку” с верхним управлением, которая предназна-
чена для отделения маслопроводов от резервуара на время
производства работ, связанных с ремонтом и очисткой ре-
зервуаров, или ремонта арматуры на маслопроводах.
Для районов с низкими температурами, а также на ТЭС
с блоками 800 МВт у резервуаров наружного расположения
предусматриваются теплоизоляция и обогрев.
Для учета поступающего и отпускаемого масла у одних
маслохозяйств предусмотрен счетчик типа 2-СВС, у других учет
производится несовершенным способом - стеклянным
мае- гомерным указателем. Хранение масла эффективно в
резервуарах, имеющих внутреннее защитное покрытие,
так как отсутствие такого покрытия приводит к преждевре-
менному загрязнению, ухудшению состояния масел, вызы-
вает значительные трудности при подготовке баков к прие-
му масла. Для обеспечения пожаробезопасности на энерго-
объектах предусматривается обваловка площадки масло-
хранилища (насыпная, земляная), для той же цели на гидро-
станциях площадка маслохранилища огораживается бе-
тонной стенкой высотой 1,5 м.
Глааа пятая
ХАРАКТЕРНЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
25. Повреждения обмоток и главной изоляции
Обмотки и изоляция (продольная, витковая и главная)
силовых трансформаторов могут повреждаться под воздей-
ствием повышенной напряженности электрического поля,
вызванной недопустимыми перенапряжениями различно-
го характера, сил механического воздействия, возникающих
при КЗ (особенно при близких КЗ), а также под воздейст-
вием недопустимых температур.
Практика показала, что недостатки конструкции обмоток
и изоляции, технологические отклонения при изготовле-
нии, а также недостатки хранения, монтажа и эксплуатации
могут быть причиной повреждения трансформаторов при
воздействиях, значительно ниже нормированных.
В период освоения трансформаторов высоких классов
напряжений (330 кВ и выше) как отечественная, так и за-
рубежная практика столкнулась с большим количеством
повреждений трансформаторов, изоляция которых была
поражена специфическими разрядами (рис. 19), получив-
шими название ’’ползущих”. Это обугленные дорожки,
130
Рис. 19. Эскиз повреждения
изоляции (электрокартона)
"ползущим” разрядом:
1 — основной ствол разряда
(основной науглероженный
путь разряда); 2 — ветвистый
путь разряда (науглерожен-
ные следы)
ветвящиеся как вдоль поверхности картона, так и между
слоями в глубине изоляции, преимущественно по направ-
лению оси обмотки. Обугленные дорожки такого разряда
имели пониженное по сравнению со здоровыми участками
поверхности изоляции электрическое сопротивление.
Вследствие этого по поврежденному ’’ползущим” разрядом
участку изоляции через некоторое время происходил про-
бой на заземленные элементы конструкции трансформа-
тора. В ряде случаев объем повреждений трансформатора
был значительным.
Для выявления природы возникновения ’’ползущих”
разрядов научно-исследовательскими организациями был
выполнен (в основном в 60-х годах) большой объем обсле-
дований, при этом было определено, что ранее применяв-
шийся на заводах-изготовителях трансформаторов комплекс
испытаний мог не обнаружить недостатки конструкции
и технологии изготовления, влияющие на возникновение
частичных разрядов, приводящих к ’’ползущим” разрядам.
Контроль частичных разрядов (пробоев) прослушиванием
не давал гарантию того, что все случаи разрядов будут об-
наружены при испытании. По этой причине в тот период
трансформаторостроения в эксплуатацию попадали транс-
форматоры с ослабленной частичными разрядами (ЧР) изоля-
цией. Расследование причин повреждения трансформато-
ров, лабораторные исследования определили факторы,
влияющие на снижение электрической прочности изоля-
ции. Обеспечение надлежащего запаса электрической проч-
131
ности изоляции трансформаторов как до ввода трансформа-
тора в эксплуатацию, так и в дальнейшем в эксплуатации
было достигнуто путем:
разработки надежных методов контроля ЧР при испыта-
нии на стендах заводов-изготовителей;
выравнивания радиального электрического поля в глав-
ной изоляции с помощью изменения конструкции перего-
родок как между фазами, так и относительно бака и зазем-
ленных частей;
усиления защиты изоляции от увлажнения в эксплуа-
тации и повышения качества сушки на заводе;
устранения неровности поверхности при изготовлении
обмоток и применения у некоторых трансформаторов скаль-
пированного провода; снятие неровностей и дефектов с
поверхности голого провода перед наложением витковой
изоляции обеспечило снижение местной напряженности
поля вблизи витка и между отдельными катушками;
применения качественных масел марок Т-750 и Т-1500
и качественного изоляционного картона различных марок
в зависимости от места его установки в конструкции трас-
форматора;
повышения уровня технологии (в первую очередь термо-
вакуумной обработки) и строгого соблюдения технологи-
ческой дисциплины.
В основном благодаря этим мерам, а также внедрению
контроля при испытании с измерением ЧР было значитель-
но снижено количество поврежденных трансформаторов в
эксплуатации по причине появления ’’ползучего” разря-
да. Однако вероятность повреждения силовых трансфор-
маторов высокого напряжения (330 кВ и выше) ’’ползущим”
разрядом существует в эксплуатации.
К числу предположительных причин, способных привести
к появлению в конструкции трансформатора недопустимо-
го уровня ЧР, могут быть:
перенапряжения при работе трансформатора, если они
превышают уровень испытательных напряжений;
газовыделение вследствие местных перегревов масла или
твердой изоляции;
недостаточная газостойкость масла;
попадание в трансформатор примесей и газовых включе-
ний, ослабляющих электрическую прочность изоляции
132
(например, появление механическиех примесей из системы
охлаждения при повреждении маслонасосов, имеющих
низкий ресурс); применение некачественного обмоточно-
го провода;
деформация обмоток при воздействии токов КЗ. При
деформации появляется сдвиг элементов конструкции об-
моток и главной изоляции, приводящий к появлению не-
допустимых местных напряженностей электрического поля,
эквивалентных тем, которые возникают при недопустимых
перенапряжениях.
Если в 60-х и начале 70-х годов повреждаемость отечест-
венных трансформаторов 330-500 кВ была угрожающе вели-
ка из-за большого числа аварий по причине ’’ползущего”
разряда, то к началу 80-х годов благодаря вышеупомянутым
мерам аварийная повреждаемость была существенно сни-
жена и теперь составляет менее 1 % в год по отношению
к парку установленных трансформаторов 330—750 кВ, при
этом доля аварий из-за ’’ползущего” разряда меньше доли
аварий из-за других серьезных недостатков, а именно де-
фектных вводов и недостаточной стойкости обмоток КЗ.
Неприятности с крупными трансформаторами при КЗ на-
чались в ряде стран (СССР, Франция, США и др.) еще в
конце 60-х годов. С тех пор потребители и изготовители
крупных трансформаторов, в том числе в СССР, наладили
испытания крупных трансформаторов на стойкость при КЗ
в специальных стендах и значительно повысили стойкость
новых трансформаторов разными способами, в том числе
путем повышения ик.
Однако большинство новых типов (и все старые типы)
трансформаторов мощностью 125 MB-А и более в настоящее
время не проверены на электродинамическую стойкость.
Механическая прочность таких трансформаторов, как пра-
вило, обосновывается лишь расчетом. Поэтому вероятность
повреждений мощных трансформаторов при воздействии
токов КЗ сохранилась, тем более что в энергосистемах на
конкретных подстанциях токи трехфазных и особенно од-
нофазных КЗ приближаются к норме или превышают ее.
За последнее время при воздействии токов КЗ повреждены
мощные трансформаторы, в том числе ТЦ-1000000/330.
Повреждения трансформаторов из-за появления витко-
вых замыканий, междукатушечных замыканий по-прежне-
133
му встречаются в практике эксплуатации. Статистика по-
казывает, что трансформаторы повреждаются из-за появ-
ления витковых замыканий как в начале эксплуатации,
так и в дальнейшем по истечении длительного времени
эксплуатации. Причины появления витковых замыканий
обмоток могут быть разными. Ослабление изоляции вит-
ка катушки вызывают дефект провода, заложенного до
ввода трансформатора в эксплуатацию, деформация кату-
шек под действием токов КЗ, недостаточная толщина
витковой изоляции при недостаточном качестве поверх-
ности медной жилы проводника, недопустимые элек-
трические и тепловые воздействия, увлажнение и загряз-
нение изоляции. При совместном воздействии этих факто-
ров вероятность появления витковых замыканий значи-
тельно возрастает. Под воздействием вибрации и при нека-
чественном проводе с течением времени также возможно
появление витковых замыканий.
26. Повреждения устройств регулирования напряжения
Регулирование напряжения силовых трансформаторов,
как правило, должно осуществляться в автоматическом ре-
жиме и достаточно надежно. Однако не всегда в энергоси-
стемах устройство РПН используется в автоматическом ре-
жиме. Главная причина этого — недостаточная надежность
устройств РПН.
Наиболее ненадежными элементами устройств РПН,
как показал анализ повреждений, являются повреждения
приводов. Этот вид повреждений наиболее часто встречает-
ся в эксплуатации. Причинами отказов приводов являются
залипание контактов пускателей, повреждения кулачко-
вых элементов, отказ конечных выключателей, витковые
замыкания электродвигателей привода из-за увлажнения,
отсутствие или недостаточный обогрев, не обеспечиваю-
щий нормальную работу элементов устройств привода.
В частности, повреждаются контроллеры типа 57212/4000
приводов МЗ-2 производства НРБ. В контроллерах выходит
из строя ролик из-за механического износа. В приводах
МЗ-2, МЗ-4 повреждаются также конечные и защитные
выключатели. Уплотнение крышки приводов, выполненное
из недостаточно качественного резинового шнура, проклад-
134
ка этого шнура в канале корпуса не могут обеспечить нуж-
ную герметичность. По этой причине аппаратура и различ-
ные соединительные колодки привода подвержены окис-
лению и покрытию ржавчиной и пылью. Из-за несовершен-
ства автоматики привода его обогрев недостаточно надежен.
В устройствах РПН имеются течи. Наиболее часто возни-
кают течи масла из-под стекла указателя положения,
в узле червячной передачи на несущем фланце регулято-
ров из-за нарушения сальниковых уплотнений.
Отмечены подгары контактов предызбирателя. Этот не-
достаток в ряде случаев в энергосистемах устраняется
серебрением контактов. Подгару способствуют недостаточ-
ные нажатие контактов и чистота обработки поверхности
контактов избирателя и предызбирателя.
Недостаточная прочность крепления болтов контактора
и их конструктивное исполнение значительно усложняют
ревизию, когда приходится вынимать все переключающее
устройство из бака трансформатора.
Из-за невозможности слива масла из контактора из-за
засорения сифона для полного удаления масла приходит-
ся применять продувку воздухом.
Отмечены случаи, когда при транспортировке устройств
РПН типа PC в северные районы по прибытии трансфор-
матора в устройствах обнаруживается слой льда толщиной
2-3 см. Поэтому при длительной транспортировке трансфор-
маторов с такими устройствами необходимо принимать
меры по предотвращению увлажнения.
Привод типа ПДП-4у имеет недостатки: кулачковые эле-
менты приводов недостаточно надежны, повреждается
пластмассовый корпус, отмечено смещение контактного
рычага. Из-за нарушения уплотнения вертикального вала
воз; южно проникновение влаги в шкафы привода. Распро-
страненным недостатком приводов ПДП-4у, как всех при-
водов, является залипание контактов или увеличение вре-
мени возврата пускателей во время переключения из-за
загрязнения рабочих поверхностей сердечника пылью и
смазкой. Залипание контактов пускателей вызывает не-
допустимое перемещение подвижных элементов устройст-
ва в одно из крайних положений. Это приводит к нежела-
тельным последствиям:
135
резкому повышению или понижению напряжения на ши-
нах подстанции в случае трехфазного переключающего
устройства;
несимметрии напряжений между фазами при однофаз-
ных устройствах РПН, что вызывает срабатывание земля-
ных защит и отключение трансформатора;
выходу привода за крайнее положение при отказе конеч-
ных выключателей с повреждением переключающего уст-
ройства и выводу трансформатора из работы.
Уменьшение последствий от замыкания контактов маг-
нитных пускателей путем усложнения схем /правления
привода не облегчает и не упрощает эксплуатацию. Как и
любое усложнение, это приводит к большей вероятности
повреждений.
Ревизия пускателей сопряжена с демонтажем и полной
разборкой пускателей.
Реакторные устройства РПН, встречающиеся на транс-
форматорах ранних выпусков, имеют конструктивные не-
достатки, достаточно известные эксплуатации, в числе
которых большие люфты в кинематике привода, которые
образуются в результате износа бакелитовых валов между
фазами переключающего устройства в местах соединения
с металлическими валами (при определенной наработке
происходит ’’разбивание” отверстий шпильками). Появ-
ление недопустимых люфтов приводит к искажению кру-
говой диаграммы, и, как следствие, появляется несогла-
сованность в работе переключающего устройства, что в
конце концов приводит к повреждению отдельных эле-
ментов устройства РПН. Периодическая замена бакели-
товых валов устраняет люфт; она является сложной, но вы-
нужденной работой по поддержанию переключающего
устройства в работоспособном состоянии.
В эксплуатации на реакторных переключающих устрой-
ствах из-за несовершенства способа защиты масла гети-
наксовая переходная плита и масло контактора подвер-
жены увлажнению. При нарушении уплотнений в масле
крепления контактов контактора в упомянутой переход-
ной плите, а также из-за нарушения сальника вала пере-
ключающего устройства возможен переток масла из бака
трансформатора в кожух контактора и далее через возду-
хоосушительный фильтр контактора наружу. Такой переток
136
масла (упуск масла из бака трансформатора) при недоста-
точном контроле за состоянием трансформатора может
привести к выводу трансформатора из работы.
В реакторных устройствах РПН ослабление прессовки
стержней магнитной системы реактора приводит к появле-
нию повышенной вибрации всех элементов конструкции,
имеющих связь с реактором. Так, вибрация токоведущих
элементов (отводов) приводит к обрыву отводов, вызы-
вает ослабление крепления реактора с последующим уве-
личением вибрации. Приведение реактора в нормальное
состояние сопряжено с выполнением значительного объема
ремонтных работ, связанных со вскрытием активной части
трансфооматора. Из-за недостаточной электрической из-
носостойкости контактов необходима более частая их за-
мена.
Автоматические регуляторы типов БАУРПН-1,2, АРНТ-67
и АРТ-1Н (включая БАР и блок датчика тока), как было
ранее отмечено, используются слабо и поэтому малоэффек-
тивны. Блок БАР работает достаточно надежно в эксплуа-
тации, но в условиях температурных перепадов окружаю-
щего воздуха в зимнее время (например, при его установке
в КРУН) отмечены повреждения печатных плат (микропо-
рывы дорожек). Поэтому при низких температурах (ниже
-40 °C) БАР может потерять работоспособность. Отмечено
также, что при последующем повышении температуры ра-
ботоспособность устройства БАР может восстановиться.
Оптимальное число переключений устройств регулиро-
вания РПН достигается за счет обоснованных расчетов ус-
тавок БАР по напряжению, выбора зоны нечувствительности
и выдержки времени регулятора.
Подвержены повреждениям также современные быстро-
действующие устройства РПН.
Импортные переключающие устройства типов РС-3 и РС-4
повреждаются в основном по причине конструктивных
недостатков. По количеству повреждений элементы уст-
ройств этого типа располагаются в такой последователь-
ности: контактор, предызбиратель - избиратель и далее
отдельные повреждения.
Наиболее часты дефекты контактора, сопровождающиеся
выходом контактора из ’’замка”; этому содействует само-
отвинчивание крепежных гаек, что приводит к значитель-
137
ному подгару контактов и разрегулировке элементов ки-
нематики; имеет место выход из строя токоограничиваю-
щих резисторов.
Кроме перечисленных наиболее частых повреждений в
устройствах РПН типов РС-3 и РС-4 встречаются и другие не-
достатки: негерметичность между баком трансформатора
и баком контактора, задержка переключения из-за появ-
ления старения металла (’’усталости”) переключающей
пружины, повреждение защитной мембраны, повреждения
изоляционного вала избирателя, разрегулировка кинема-
тики контактора.
Частыми дефектами избирателя и предызбирателя явля-
ются несоосность контактов избирателя, подгар контак-
тов из-за ослабления контактного нажатия, недостаточная
чистота поверхности обработки контактов.
Импортные переключающие устройства типов SAV3 и SAV1
повреждаются по следующим причинам: повреждение токо-
ограничивающих резисторов, ослабление аварийной мембра-
ны контактора, недостаточная прочность изоляции между
элементами резистора (заусенцы на ребрах тсковедущих
пластин, изгиб крайних элементов пластин, возможное по-
падание постороннего предмета между контактами при
сборке пакета и т.п.).
Отечественное переключающее устройство типа РНОА пов-
реждается по следующим причинам: перекрытие по внутрен-
ней поверхности бакелитового цилиндра или по бакелито-
вой трубке сифонного устройства по причине увлажнения,
течь масла через стекло маслоуказателя или мембрану,
из-за обратного уклона трубопровода между контактором
и расширителем.
Переключающее устройство типа ЗРНОА-110/1000 в основ-
ном повреждается из-за ненадежной контактной системы, а
также из-за перекрытия воздушных промежутков узла ус-
тановки разрядников, течи масла через некачественное
уплотнение и трещины в металле, особенно в металле ли-
той конструкции. Внедрение ряда мероприятий по повыше-
нию надежности в работе контактной системы избирателя
несколько снизило число повреждений. Однако этот уста-
ревший тип устройств РПН по-прежнему не удовлетворяет
эксплуатационный персонал.
138
Для очистки контактной системы устройств РПН от окси-
да и шлама производят ’’прогонку” устройств. Прогонку
производят через каждые шесть месяцев - не менее 10 цик-
лов в регулируемом диапазоне в устройствах РПН, при
эксплуатации которых нет переключений или их количест-
во менее 300 в году и нагрузка по току более 0,7, и 1 раз в
год 10 циклов по всему диапазону независимо от нагрузки,
количества переключений или при отключенном транс-
форматоре.
Переключающие устройства типа РНТА-35/320 повреждаются
из-за пробоя изоляционного промежутка по поверхности баке-
литового цилиндра по причине увлажнения изоляции (по-
падание во внутреннюю полость контактора влаги), повреж-
дения контактных систем устройств, повреждения токо-
ограничивающих резисторов, ложной работы выключателя
защиты от повышения давления. В эксплуатации отмечены
также повреждения аварийного клапана, и проникновение
влаги из-за недопустимого преждевременного старения
резиновых уплотнений, и, как следствие, увлажнение при-
водило к пробою изоляции переключателя между фазами.
При транспортировке трансформаторов, имеющих устрой-
ство РПН типа РНТА-35/320, наблюдаются случаи излома
наконечников ответвлений регулировочной обмотки гру-
бой ступени в месте их соединения с неподвижными кон-
тактами.
Переключающие устройства типа ПБВ повреждаются в
основном из-за появления недопустимого перегрева кон-
тактной части устройства. Такой перегрев сопровождается
интенсивным старением масла вначале вблизи контакта,
а затем приводит к постепенному ухудшению всего объе-
ма масла трансформатора. Как следствие, повреждается об-
мотка в зоне регулировочных витков. Как правило, при
этом срабатывание газовой защиты выводит трансформа-
тор из работы. Рекомендовано периодически производить
прокрутку таких устройств. При прокрутке удаляется ок-
сидная пленка, появляющаяся на контактах во время работы
трансформатора, которая значительно увеличивает переходное
сопротивление.
139
27. Повреждения вводов
Этот вид повреждений мощных трансформаторов стал
преобладающим в последние годы, после того как общая
повреждаемость трансформаторов значительно уменьшена
благодаря мерам, указанным в § 28, 29. Повреждения вво-
дов особо опасны и связаны часто с полным разрушением
не только ввода, но и со значительным повреждением са-
мого трансформатора. Такое повреждение трансформатора,
как правило, сопровождается пожаром.
Не всегда удается эксплуатационному персоналу своев-
ременно обнаружить, устранить дефект или произвести
замену забракованного вида.
Маслонаполненные вводы 330—500 кВ повреждаются в ос-
новном из-за электрического пробоя изоляции вводов,
вызванного проникновением влаги в негерметичную кон-
струкцию с увлажнением бакелитовой или бумажной изо-
ляции. Предупредить перекрытие внутренней изоляции
можно своевременным контролем состояния изоляции с
использованием газохроматографического анализа пробы
масла, взятой из вводов (для герметичных вводов).
Вводы негерметичного исполнения, у которых после сра-
батывания устройства контроля изоляции вводов отмечено
резкое ухудшение tg б и емкости изоляции, незамедлительно
выводятся из работы.
Состояние и работоспособность герметичных вводов в
соответствии с инструкцией определяются и контролируются
по показаниям манометра, который работает в режиме инди-
каторного прибора, не требующего государственной повер-
ки. Для накопления опыта ряд энергосистем использует
манометры герметичных вводов как индикаторный прибор.
Манометр, ранее устанавливавшийся на вводе, не предназ-
начен для открытой установки и поэтому может повреж-
даться из-за проникновения в корпус влаги, а также из-за
вибрации. Чтобы исключить влияние вибрации, манометры
рекомендуется устанавливать вблизи трансформатора на соб-
ственной стойке.
Согласно инструкции завода-изготовителя отбор пробы
масла из герметичного ввода не производится. Однако
из-за конструктивных недостатков герметичных вводов
раннего выпуска (дефект бака давления) после замены ба-
ков давления согласно циркуляру № Ц-11-83 (Э) от 5.11.83 г.
140
нет полной уверенности в надежной работе вводов. Также
невозможно определить и обосновать допустимую длительность
безаварийной эксплуатации вводов. Рекомендовано у вводов
однотипного исполнения производить внеочередную провер-
ку качества масла, включая хроматографический анализ
масла. При резком повышении давления масла, не связан-
ного с изменением температурных условий ввода, следует
незамедлительно выводить трансформатор из работы и
производить замену дефектного ввода.
Маслонаполненные вводы 110—150 кВ. В негерметичных
вводах обычно через 15-20 лет работы изнашиваются уплот-
нения, в том числе в верхнем узле, где это приводит к про-
никновению влаги в расширитель и распределению этой
влаги по всему объему ввода, т.е. к увлажнению и ослабле-
нию изоляции и масла.
Маслонаполненные вводы 110-150 кВ повреждаются
также из-за пробоя внутренней изоляции в зоне нижнего
экрана ввода возле промежуточной втулки. Аварии сопро-
вождались пожаром. При своевременном выводе из работы
забракованных вводов и их полной разборке обнаружено
наличие налета желтого цвета на внутренней поверхности
нижней фарфоровой покрышки. У некоторых вводов в месте
появления желтого осадка фиксировалось начало появле-
ния поверхностного разряда.
Экспериментальные работы показали, что причиной
появления налета являются чрезмерное увеличение на-
пряженности электрического поля, допущенное при проекти-
ровании, использование некачественных резиновых уплот-
нений (вымывание из резины некоторых составляющих).
Ускорению появления желтого налета способствует повы-
шение температуры масла.
Ненадежным элементом маслонаполненных вводов протя-
женного типа напряжением ПО кВ и более (особенно у
вводов на большие токи) является верхний узел присоеди-
нения отвода обмотки ВН и СН к линейному отводу схемы
подстанции.
Из-за механических воздействий, вызванных недопусти-
мым тяжением гибкого линейного шлейфа, и резко возрас-
тающих в сложных климатических условиях (гололед с вет-
ром или только ветер), происходит ослабление болтовых
соединений и контактного узла с одновременной разгерме-
141
тизацией ввода. В результате ухудшения состояния резь-
бового контакта и появления коррозии возрастает переход-
ное сопротивление в месте контакта, что приводит к чрез-
мерному нагреву и выплавлению отвода обмотки из нако-
нечника верхней части ввода трансформатора. При несвоев-
ременном обнаружении такого дефекта трансформатор
может повредиться с большими разрушениями. Поэтому
при периодических осмотрах и ремонтах необходимо осо-
бое внимание обращать на качество пайки отводов обмотки
к наконечнику, контролировать состояние резьбового кон-
такта зажимов и своевременно производить замену резино-
вых уплотнений.
Для выявления нарушения верхнего узла вводов 330 кВ
и выше, учитывая их труднодоступность, в энергосистемах
стали применять тепловизионный контроль мест перегревов,
в частности рассматриваемого узла вводов. С помощью
тепловизоров можно эффективно фиксировать недопусти-
мое превышение температур.
У вводов раннего выпуска увлажнения происходило быст-
рее, так как расширитель ввода был снабжен только гидро-
затвором. Чтобы предупредить преждевременное увлажне-
ние внутренней изоляции ввода, в энергосистемах стали
устанавливать последовательно (перед гидрозатвором)
воздухоосушительный фильтр, который несколько замед-
лял процесс увлажнения изоляции. Воздухоосушительный
фильтр как дополнительное сопротивление при некачест-
венном уплотнении может привести к более интенсивным
подсосам атмосферного воздуха через дефектные места
уплотнений в зоне расширителя.
Практика показала, что при небрежном хранении имели
место случаи нахождения вводов с закрытыми дыхатель-
ными отверстиями, это недопустимо для вводов негерме-
тичного исполнения. Как следствие, при температурных
колебаниях нарушалась герметизация ввода в различных его
местах с проникновением во ввод окружающего воздуха.
По различным причинам, в основном из-за нарушений
в эксплуатации, до сих пор происходят повреждение фарфо-
ровых покрышек, скалывание ребер, повреждение масло-
указательного стекла, манометра и т.п.
У вводов с составными верхними фарфоровыми покрыш-
ками (состоящими из двух и более частей) отмечено нару-
142
шение герметичности в местах сочленения отдельных
частей из-за повреждения эпоксидной склейки или старе-
ния резинового некачественного уплотнения, что также
приводит к появлению течи. Такой же недостаток отмечен
при нарушении стяжки ввода из-за старения металла стяж-
ных пружин.
При ремонте и монтаже во избежание смешения фарфо-
ровых покрышек, особенно у вводов, расположенных на
трансформаторе в наклонном положении, недопустимо пе-
ремещение персонала непосредственно по ребрам покрышки.
Для этих целей необходимо применять лестницы или спе-
циальные площадки обслуживания с подъемным приспо-
соблением.
Из-за нарушений, допускаемых при монтаже и ремонте
трансформатора у ввода с твердой изоляцией (при чрезмер-
ных ударах и при резком опускании на торцевую нижнюю
часть ввода), происходит смещение токоведущей трубы от-
носительно изоляционного остова. Как следствие, появля-
ется течь масла из трансформатора через верхнюю часть, а
также вытекание масла из пространства между остовом и
фарфоровой покрышкой.
В эксплуатации отмечены случаи, когда при установке
нижних экранов ввода острыми кромками пружинной шай-
бы прорезались алюминиевые стенки экрана. В дальнейшем
под действием вибраций работающего трансформатора
экран сползал с ввода на отвод обмотки. Этот недостаток
устранялся установкой под пружинную шайбу дополнитель-
ной плоской увеличенной по диаметру шайбы.
При замене старых маслонаполненных вводов на новые
(с меньшими размерами как по высоте, так и по диамет-
ру) необходимо учитывать их длину и производить подгон-
ку (укорочение длины отвода). Если не произвести укороче-
ния отвода, то после установки нового ввода в нижней
части образуется петля, которая искажает изоляционные
расстояния, что приводит к пробою изоляции на этом участ-
ке конструкции трансформатора. Такие случаи были от-
мечены в эксплуатации. Поэтому при замене вводов на но-
вые установку надо производить строго по чертежам, раз-
работанным ЦКБ Союзэнергоремонта, контролируя пра-
вильность установки ввода после полной сборки трансфор-
матора перед заливкой масла в бак трансформатора.
143
Вводы до 35 кВ, как правило, повреждаются от недопусти-
мых механических воздействий с повреждением фарфоро-
вой покрышки (сколы, трещины). В результате появляется
течь масла из трансформатора. Резьбовая часть шпильки
верхнего контакта вводов изнашивается быстрее при не-
брежном подсоединении внешней ошиновки к трансфор-
матору.
28. Повреждение системы охлаждения
Система охлаждения является важным узлом трансфор-
матора, обеспечивающим заданный температурный режим.
Повреждение системы охлаждения может привести к зна-
чительному тепловому старению бумажной изоляции мас-
ла, что снижает сопротивляемость трансформатора к дру-
гим видам воздействий (электрическим и динамическим).
Характерные повреждения элементов систем охлаждения:
появление течи и утечка масла, приводящая к отключе-
нию трансформатора. Причинами появления этого дефекта
могут быть дефекты сварных швов, деформация охлаждаю-
щей поверхности элементов системы охлаждения, разгер-
метизация трубок трубного пучка маслоохладителей си-
стемы Ц (типа МО-53-4-1) в местах завальцовки, а также
повреждение охладителей этого типа в зимнее время из-за
’’замораживания”, вызванного > недопустимой циркуля-
цией холодного масла через маслоохладитель, заполненный
водой;
недопустимая вибрация крыльчаток вентиляторов, со-
провождающаяся изломом лопастей крыльчатки, из-за не-
качественной балансировки или снятия (установки) крыль-
чатки с нарушением (без применения специального съемни-
ка), а также искажения фронта установки лопастей, несвоев-
ременная замена бракованных подшипников и некачествен-
ный контроль за смазкой подшипников;
снижение теплосъема охладителей системы ДЦ из-за
засорения трубного пучка (межтрубного пространства).
В засоренном межтрубном пространстве снижается расход
воздуха через охладитель из-за того, что часть воздуха, наг-
нетаемого вентиляторами, не проходит через межтрубное
пространство охладителей. В Мосэнерго применяют для
очистки продувку избыточным давлением 0,6-1 МПа. Если
144
продувка сжатым воздухом не обеспечивает удаление за-
грязнений, то промывают водой (пожарным стволом) из
магистрального водопровода, а затем вновь продувают сжа-
тым воздухом. Несвоевременная очистка внутренней по-
верхности по водяной стороне охладителей системы Ц от
загрязнений (ракушечника, отложений солей и ила) также
снижает теплосъем охладителей.
Электронасосы систем охлаждения ЛИ и Ц являются
наименее надежным узлом этих систем. Анализ работы
электронасосов (их вскрытие и разборка) показал, что в тече-
ние их эксплуатации места установки подшипников у мно-
гих электронасосов выпуска до 1983 г. в передних и задних
щитах после наработки от 6 ч и более имеют выработку, не
позволяющую дальнейшую нормальную эксплуатацию мас-
лонасосов. Возникающая слабая насадка подшипников
приводит к задеванию ротора о статор электронасоса с появ-
лением механической пыли и стружки. Кроме того, из-за из-
носа подшипников происходит задевание турбинки о кор-
пус насоса, что также приводит к появлению проводящей
металлической пыли (стружки). Этому способствуют осо-
бенности конструкции турбинки. При ее работе возникает
осевое усилие на валу, что способствует более интенсив-
ному износу радиально-упорных подшипников.
Возникающая проводящая пыль подхватывается мас-
лом, протекающим через электронасос, попадает в бак трас-
форматора; осаждаясь на изоляции, она снижает электри-
ческую прочность изоляции и способствует повреждению
трансформатора.
В целях повышения надежности электронасосов серии Т
завод-изготовитель внедрил ряд мероприятий по улучшению
конструкции и технологии изготовления, в частности уве-
личен моторесурс электронасоса до 50000 ч за счет приме-
нения подшипников серии 76-30 6 Е, введено пластмассо-
вое кольцо между рабочим колесом и корпусом насоса,
исключающее возможное образование стружки от трения
рабочего колеса, исключен местный перегрев обмотки ста-
тора, вместо чугунных щитов (передних и задних) приме-
нены стальные щиты, изменена конструкция запорных уст-
ройств для присоединения манометра (применены венти-
ли игольчатого типа), произведена замена провода на про-
вод марки ПСДТ-Л.
145
Для своевременного выявления причин повреждения
применено диагностирование электронасосов с помощью при-
бора ИСП-1. Этот прибор регистрирует уровень высокочас-
тотных вибраций, возникающих в дефектных подшипни-
ках. Рекомендована периодичность диагностирования под-
шипников — перед вводом электронасосов, в работу после
замены подшипников и после ремонта электронасосов.
Контроль системы охлаждения особо ответственных транс-
форматоров с использованием прибора ИСП-1 может произ-
водиться чаще (через месяц, ежеквартально и т.д.).
29. Повреждение системы защиты масла
При проектировании трансформаторов объем расширителя
определяется расчетом и не проверяется специальными
тепловыми испытаниями. Поэтому емкость расширителя
трансформаторов не всегда соответствует изменению объ-
ема масла в баке при всех колебаниях температуры окру-
жающего воздуха и нагрузки.
При недостаточном контроле за уровнем масла в эксплу-
атации (а также при неправильной работе стрелочного мас-
лоуказателя) отмечены в одном случае (в зимнее время)
утечка масла из расширителя, сопровождающаяся отключе-
нием трансформатора, а в другом случае (в летнее время
при работе в номинальном режиме) превышение уровня мас-
ла допустимой отметки.
Недопустимое превышение уровня масла в расширителе
приводит к нежелательным явлениям:
у трансформаторов с пленочной защитой происходит пол-
ное сжатие пленки и срабатывание предохранительного
клапана. При дефектном клапане после его срабатывания
не происходит его последующее закрытие. В результате
из-за утечки масла отключается трансформатор;
у некоторых трансформаторов с азотной защитой и вых-
лопной трубой, особенно если верхняя часть выхлопной
трубы располагается несколько ниже верхней отметки рас-
ширителя, происходит протечка масла через дыхательный
патрубок выхлопной трубы в трубопровод, связывающий
расширитель с азотной защитой. В результате в указанном
трубопроводе образуется масляная пробка. В дальнейшем
при резком изменении (снижении) температуры масла в
146
надмасленном пространстве выхлопной трубы возникает
разрежение и повреждение диафрагмы выхлопной трубы.
При этом происходит выравнивание уровней масла в выхлоп-
ной трубе и расширителе, сопряженное с резким перетоком
масла, срабатыванием газовой защиты и отключением транс-
форматора;
у трансформаторов с защитой обычным воздухоосушите-
лем при превышении уровня масла в расширителе происхо-
дит проникновение масла в воздухоосушитель и далее
наружу. Здесь также создается пробка при низкой темпе-
ратуре. При последующем росте нагрузки и увеличении
объема масла под давлением масла разрушается диафраг-
ма выхлопной трубы с выбросом масла наружу. На подстан-
циях без дежурного персонала в дальнейшем из-за задержки
установки новой диафрагмы через поврежденную диафраг-
му проникает влага из окружающей среды и происходит
увлажнение масла и далее изоляции. Целесообразно на
труднодоступных необслуживаемых подстанциях произво-
дить замену старых расширителей на расширители с боль-
шим объемом, а также на расширители с пленочной защитой.
30. Прочие повреждения трансформаторов
Недостатки трансформаторов, устраняемые, как правило,
без его отключения, условно можно отнести к прочим.
Наиболее распространенным недостатком трансформато-
ров является течь масла в разъемах различных узлов кон-
струкции из-за применения в большинстве случаев недоста-
точно качественной маслостойкой резины. Течь не всегда
можно устранить подтяжкой болтов разъема. Замена уплот-
нений в ряде случаев является трудоемкой операцией,
особенно при замене уплотнений в нижнем разъеме бака
трансформатора. Появлению течи способствует низкое
качество обработки поверхности фланцевых соединений.
Имели место повреждения баков трансформаторов с раз-
рывом стенки бака и утечкой масла через образовавшуюся
трещину. Причиной повреждения явилось скопление в по-
лости швеллера крепления домкратной площадки, прива-
ренного к стенке бака, воды, которая при замерзании при-
водила к разрыву бака.
Неправильная работа предохранительного клапана из-за
смещения уплотнительной прокладки вызывает течь мас-
ла и утечку его из трансформатора. 147
Протечки через дефектные сварные швы нередко можно
встретить сразу же после ввода трансформаторов в эксплуа-
тацию.
Имеет место сильный нагрев болтов разъема бака, как
правило, в старых трансформаторах. Нагрев обусловлен
током, протекающим по болту, из-за наличия вертикальной
составляющей напряженности магнитного поля. Дефект
устраняют путем шунтирования ряда болтов медными или
алюминиевыми шинками необходимого сечения.
Были отмечены случаи прибытия на энергообъем транс-
форматоров с деформацией бака, с пробоиной в днище ба-
ка из-за нарушений правил транспортировки по железной
дороге.
31. Расследование причин повреждения трансформаторов
Расследование аварий трансформаторов, происшедших
на энергообъектах Минэнерго СССР, производится в соот-
ветствии с действующей инструкцией. В состав комиссии
по расследованию причин повреждения мощных трансфор-
маторов входят организации Минэнерго СССР, а также ор-
ганизации, проектирующие и изготовляющие силовые транс-
форматоры.
Цель работы комиссии - выявление причин повреждения
трансформаторов, определение виновника, а также разра-
ботка мероприятий по восстановлению работоспособности
поврежденного трансформатора.
По результатам расследования аварии на конкретном
трансформаторе комиссия определяет возможность повто-
рения повреждения на других однотипных трансформаторах,
установленных в ряде энергосистем. Для предупреждения
повторных повреждений разрабатываются эксплуатацион-
ные или противоаварийные циркуляры, которые в обяза-
тельном порядке утверждаются Главтехуправлением Мин-
энерго СССР и распространяются на подведомственные
энергообъекты. Циркуляры разрабатываются, как правило,
заводом-изготовителем совместно с организациями, под-
чиненными Главтехуправлению Минэнерго СССР.
При расследовании аварий трансформатора на базе пред-
ставленного материала, как правило, формируются несколь-
ко версий о причине повреждения трансформатора. Не всег-
да мнения членов комиссии однозначно совпадают.
148
Члены комиссии, не согласные с мнением большинства
по общему заключению о причине повреждения трансфор-
матора, дают собственную характеристику и определения
причины повреждения.
Расследование аварий усложняется, если исходный тех-
нический материал неполноценный (’’дело” трансформато-
ра, некачественное ведение эксплуатационного оператив-
ного журнала, в ряде случаев отсутствие или низкое качест-
во осциллограмм, магнитной записи, отсутствие протоко-
лов проведения испытаний и т.п.). В таких случаях сложно
однозначно характеризовать состояние трансформатора
до аварий и в момент аварий.
Анализ работы комиссий по расследованию трансформа-
торов за длительный период показывает, что при расследо-
вании причин повреждения трансформаторов устанавлива-
ется одна из нижеследующих причин:
увлажнение изоляции по разным причинам;
загрязнение масла и изоляции;
некачественный ремонт;
несоответствие электродинамической стойкости транс-
форматора воздействующим токам КЗ;
превышение воздействий (механических от токов КЗ,
тепловых перегрузок, электрических - перенапряжения,
перевозбуждения магнитопровода);
дефекты из-за недостатков конструкции и технологии
изготовления;
применение некачественного материала при изготовле-
нии трансформатора (особенно если при изготовлении при-
менялся провод обмоточный невысокого качества, нескаль-
пированный).
В период работы комиссии при определении причин по-
вреждения трансформаторов особое внимание уделяется
соблюдению эксплуатационным персоналом требований
и рекомендаций действующих директивных материалов и
инструкций заводов-изготовителей.
При расследовании причин повреждения трансформаторов
также отмечалось, что эксплуатационный персонал нарушал
правила хранения трансформаторов перед монтажом и вво-
дом его в эксплуатацию. Такое нарушение в энергосистемах
продолжается до сих пор, хотя существуют разъяснение и
рекомендации не допускать нарушения сроков хранения
149
трансформаторов. Эксплуатация не всегда по истечении
3 мес со дня получения трансформаторов переводит их на
длительное хранение, что может привести из-за потери гер-
метичности к увлажнению изоляции трансформаторов, тем
более что в дальнейшем для восстановления изоляции
потребуется выполнить в зависимости от класса напряжения
трансформаторов значительный объем работы по подсуш-
ке изоляции с применением специального дефицитного
вакуум-сушильного оборудования. Как следствие, значи-
тельно удлиняется срок монтажа трансформатора.
При выполнении работ в эксплуатации по замене масла
в баке, при замене уплотнений и поврежденных узлов (ох-
ладителей, маслонасосов, вводов, замена силикагеля и т.д.)
необходимо полностью выдерживать требования действую-
щих инструкций. Некачественная дегазация или проведе-
ние работ не под вакуумом, неполное удаление воздуха
из внутренних полостей бака и узлов трансформатора при-
водят к тому, что при вводе трансформатора в эксплуата-
цию после его прогрева в режиме холостого хода или под
нагрузкой он может быть выведен из работы действием га-
зовой защиты.
Недостаточная очистка трансформатора и его узлов сни-
жает электрическую прочность изоляции. До настоящего
времени все трансформаторы, поставляемые в энергосисте-
мы, на заводах-изготовителях недостаточно очищаются от
механических примесей, при этом поставщики трансфор-
маторов исходят из того, что операции по очистке должны
быть выполнены в период монтажа трансформатора в ’’по-
левых” условиях. В принципе механическая примесь (осо-
бенно проводящая), попадая на изоляцию трансформатора
приводит к ее ослаблению и если не сразу, то в дальнейшем
по совокупности причин может привести к повреждению
трансформатора. Так, при подсоединении отводов НН к
вводу мощных трансформаторов образуемая проводящая пыль
приводила к снижению электрической прочности и к по-
вреждению изоляции между фазами обмотки (отводов)
в рассматриваемом узле. Поэтому при выполнении различ-
ных работ необходимо соблюдать чистоту и вводить транс-
форматор в эксплуатацию после очистки и промывки.
Г лава шестая
РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРОВ
32. Текущий ремонт
Этот вид ремонта производится в следующем объеме:
наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов,
поддающихся устранению на месте;
чистка наружной поверхности изоляторов и бака;
смена сорбента в фильтрах;
проверка спускного крана и уплотнений;
осмотр и чистка охлаждающих устройств;
проверка и при необходимости замена подшипников элек-
тродвигателей систем охлаждения и вентиляторов, их ба-
лансировка;
проверка контрольно-измерительных приборов, защит, а
также разрядников при их наличии на устройстве РПН;
проверка гидравлического затвора, мембраны выхлоп-
ной трубы, отсекателя;
осмотр, проверка маслопроводности верхнего контакт-
ного узла вводов и при необходимости замены уплотнений;
отбор и проверка проб масла из бака трансформатора, не-
герметичных и при необходимости герметичных вводов;
проверка устройств защиты масла и замена поврежденных
элементов этих устройств.
Ежегодно в зависимости от числа переключений прово-
дится текущий ремонт устройств РПН.
У маслонаполненных негерметичных вводов при теку-
щем ремонте помимо отбора пробы масла производится за-
мена масла в масляном затворе, доливка масла, смена сор-
бента в воздухоосушителе фильтра, а также измеряется тан-
генс угла диэлектрических потерь ввода и при необходи-
мости выполняется полная замена масла.
При текущем ремонте трансформаторов с принудитель-
ным охлаждением проверяется герметичность охладителей
и замена уплотнений, состояние подшипников электрона-
сосов и двигателей вентиляторов и производится их заме-
на с одновременной балансировкой электродвигателей.
Герметичность масловодяных охладителей проверяется
согласно инструкции завода-изготовителя путем создания
избыточного давления поочередно со стороны масляной и
151
затем водяной системы, при этом заменяются дефектные
уплотнения и производится завальцовка и глушение неко-
торого количества (двух-трех) трубок трубного пучка.
При текущем ремонте восстанавливаются сварные швы
и устраняется течь масла. Течь масла в местах поврежден-
ных швов бака устраняется сваркой под вакуумом (если
бак рассчитан и испытан на вакуум) с отключением транс-
форматора.
Технологические операции текущего ремонта являются
частью типового капитального ремонта (иначе называе-
мого средним ремонтом). Более подробно основные работы
текущего ремонта будут рассмотрены ниже.
33. Типовой капитальный ремонт
В сравнении с текущим этот вид ремонта отличается объе-
мом и сложностью работ. Согласно действующим нормам
[1 и 4] капитальный ремонт трансформаторов напряжением
ПО кВ производится в первый раз в большинстве случаев
после 12 лет эксплуатации. Применяя более совершенные
способы диагностики, сроки проведения первого капиталь-
ного ремонта можно пересматривать в сторону увеличения
сверх 12 лет. В каждом конкретном случае изменение сро-
ков капитального ремонта принимается после рассмотре-
ния состояния трансформатора и необходимого обоснования.
Капитальный ремонт трансформатора производится, как
правило, со вскрытием активной части, но без ее разборки.
Необходимость подпрессовки обмоток является основной
причиной периодического вскрытия активной части. Объяс-
няется это тем, что в качестве основной твердой изоляции
в конструкции трансформатора используется электрокартон
с большой усадкой (около 10 %). При отсутствии автомати-
ческой подпрессовки в процессе эксплуатации обмотки
трансформатора распрессовываются и, следовательно, те-
ряют или снижают свою электродинамическую стойкость.
Поэтому для предупреждения деформаций обмоток под
воздействием токов КЗ обмотки хотя бы 1 раз в течение
срока службы трансформатора подвергаются подпрессовке.
Кроме того, необходимость вскрытия может быть выз-
вана некоторыми дефектами активной части, которые по-
являются с течением времени. К таким дефектам следует
152
отнести следующие: старение масла и зашламление актив-
ной части, увлажнение изоляции, ослабление прессовки
магнитопровода, ухудшение изоляции между элементами
магнитопровода (шпильками, ярмовыми балками и др.),
ослабление крепления изоляционных барьеров обмоток и
междуфазной изоляции, ослабление крепления отводов,
излом изоляции отводов, износ механических деталей РПН;
старение уплотняющих материалов, течи масла, разруше-
ние покрытия внутренних поверхностей бака, разрушение
опорной изоляции (пята-кольцо) прессующих винтов прес-
сующего устройства обмоток, ослабление разъемных кон-
тактных соединений, корродирование поверхности, наруше-
ние узла установки ввода и дефекты вводов напряжением
500 кВ и выше, требующих их замены со сливом масла из
бака трансформатора, повреждение схемы заземления маг-
нитопровода и элементов прессующего устройства обмоток.
Вскрытие активной части налагает требования в отно-
шении увлажнения изоляции: чтобы уложиться в сроки
проведения ремонта (разные у трансформаторов разных
классов изоляции), производится прогрев трансформаторов.
Капитальный ремонт без разборки активной части вклю-
чает в себя перечень операций, выполняемых на узлах
(элементах) трансформаторов в определенной технологи-
ческой последовательности.
Объем работ, выполняемых при капитальном ремонте
без разборки активной части, следующий.
Активная часть - магнитопровод: осмотр, измерение и оп-
ределение состояния изоляции, выявление и устранение
деформации ярмовых балок, измерение изоляции сопротив-
ления межлистовой изоляции по пакетам, проверка и вос-
становление схемы заземления элементов магнитопро-
вода, а также проверка усилий затяжки шпилек, болтов и
полубандажей на ярмах магнитопровода, чистка от шлама,
грязи и посторонних предметов, устранение мелких дефектов.
Обмотки- проверяется состояние обмоток, очищаются и
промываются вертикальн! к и горизонтальные каналы, про-
веряется состояние витковой и дополнительной изоляции
и размеры каналов, проверяется и восстанавливается оп-
рессовка обмоток, проверяется вертикальность столбов про-
кладок и наличие деформаций обмоток.
153
Схема соединения обмоток: проверяется исправность изо-
ляции и целостность изоляции перемычек, состояние до-
ступных мест паек, оценивается степень старения изоля-
ции, производится при необходимости снятие перед опрес-
совкой креплений и последующая их установка, проверяют-
ся и заменяются дефектные крепления, проверяется рас-
положение отводов и степень их затяжки, осматриваются
с последующей затяжкой контактные соединения.
Переклк чающие устройства: проверяется состояние кон-
тактов переключателей, при необходимости зачищаются или
заменяются поврежденные контакты, осматриваются регу-
лировочные отводы и детали их крепления, проверяется
состояние изолирующих цилиндров, производится мелкий
ремонт и подтяжка контактов, осматривается механизм
кинематики привода, проверяется состояние элементов
контактора и замена изношенных узлов, после всех пере-
численных работ производится наладка переключателей.
Бак и арматура: заменяются уплотнения на баке, при необ-
ходимости после проверки состояния упорного прутка в местах
разъемов восстанавливается его крепление, очищается и
промывается бак и при необходимости производится покрас-
ка наружных и внутренних поверхностей маслостойкой
эмалью необходимой марки, осматривается и производится
мелкий ремонт расширителя и его окраска в необходимых
местах, проверяется арматура и система охлаждения транс-
форматора, а также выхлопной трубы или предохранитель-
ного клапана и отсечного клапана, производится окраска
поверхностей.
Вводы: осматриваются и очищаются поверхности фарфо-
ровых покрышек, проверяется состояние нижнего и верхнего
контактных узлов, устраняется течь масла подтяжкой прес-
сующего устройства, при необходимости заменяются масло
и уплотнения, а также выполняются другие мелкие работы,
производятся измерения и испытания.
Масло и изоляция: заменяется масло на предварительно
подготовленное или сохраняется прежнее масло после очистки,
при необходимости производится сушка изоляции.
Защита и вторичные схемы: проверяется контрольно-изме-
рительная аппаратура, а также проверяются и испытывают-
ся силовые и контрольные кабели.
154
Сборка и монтаж: производится полная сборка трансформа-
тора с заменой всех уплотнений, не отвечающих требова-
ниям маслостойкости, проводится испытание на герметич-
ность, устанавливаются силовые и контрольные кабели,
а также приборы контроля нагрева и защиты, после оконча-
ния монтажа трансформатора проводятся испытания со-
гласно [3].
Ремонт трансформаторов имеет схожие подготовительные
работы с монтажом.
Организация ремонта трансформатора без разработки
активной части в сравнении с организацией монтажа транс-
форматора наряду со сходством имеет отличие. Ремонт транс-
форматора отличается большей сложностью и объемом вы-
полняемых работ.
Качественное выполнение ремонтных работ в оптималь-
ные сроки с привлечением обоснованной численности ре-
монтного персонала возможно только после предваритель-
ной подготовки и организации работ, для чего разрабаты-
вается и утверждается в установленном порядке проект ор-
ганизации работ (ПОР).
При разработке ПОР учитываются условия выполнения
капитального ремонта трансформаторов на конкретном
энергообъекте. Лучшие условия для проведения такого вида
ремонта можно обеспечить на гидростанциях при производ-
стве работ на торце машинного зала или в ТМХ. К примеру,
все требования для качественного выполнения капиталь-
ного ремонта обеспечиваются на Волжской ГЭС имени В.И. Ле-
нина, Братской ГЭС и других электростанциях. С худшими
условиями для проведения капитального ремонта трансфор-
маторов ремонтные и эксплуатационные организации стал-
киваются на подстанциях, не имеющих ТМХ, когда ремонт
производится на собственном фундаменте.
Капитальный ремонт можно выполнить в полном объеме
с соблюдением всех требований только с подъемом съем-
ной части бака, т.е. с вскрытием активной части. При вскры-
тии активной части обеспечивается максимальный доступ
к ее элементам и узлам.
Однако любое вскрытие активной части нежелательно,
так как оно сопряжено с возможным увлажнением и загряз-
нением изоляции активной части, что наносит трансформа-
тору значительно больший вред. Поэтому в ряде случаев
155
капитальный ремонт, особенно в условиях подстанций без
ТМХ, целесообразно выполнять без подъема колокола,
с частичным сливом масла, при котором главная изоляция
и обмотки полностью погружены в масле. Такое ограниче-
ние объема капитального ремонта возможно.
Проект организации работ включает в себя все техноло-
гические операции: снятие трансформатора с места установ-
ки, транспортировка и последующее вскрытие активной
части и проведение ремонтных работ, сдача эксплуатацион-
ному персоналу после завершения всего комплекса работ.
Схема типового капитального ремонта трансформатора
может несколько измениться в случае проведения ремонта
группы однофазных трансформаторов (или двух трехфазных
трансформаторов), установленных на подстанции, или энер-
гоблока. Сетевой график ремонта трансформаторов в зави-
симости от срока ремонта энергоблока предусматривает па-
раллельное или последовательное выполнение технологи-
ческих операций с привлечением оптимальной численнос-
ти и квалификации ремонтного персонала.
Помещение, где производится разборка и сборка транс-
форматора, как правило, должно иметь железнодорожный
въезд на глубину не менее 30 м и иметь якорь для закреп-
ления полиспаста. При разборке для вертикального переме-
щения узлов трансформатора предусматривается тихоходное
грузоподъемное оборудование, рассчитанное по грузоподъ-
емности на снятие наиболее тяжелой части трансформато-
ра (съемной части бака). В помещении устанавливается на
время ремонта необходимое ремонтное технологическое
оборудование.
Место ремонта охладителей оснащается грузоподъемным
и другим технологическим оборудованием (маслонасосы,
гидравлический пресс и т.п.). Для производства сварочных
работ выделяется специальный участок, отвечающий всем
требованиям пожарной безопасности. На этом участке произ-
водятся сварочные работы всех узлов трансформатора.
Ремонт арматуры и мелких узлов трансформатора выпол-
няется в помещении, оборудованном слесарным верста-
ком со слесарным инструментом, а также маслонасосом и
грузоподъемными механизмами. Помещение должно
иметь связь с маслохозяйством (или иметь емкости чис-
того и отработанного масла).
156
Участок ремонта вводов должен находиться в зоне об-
служивания подъемным оборудованием, на случай замены
масла предусматривается трубопроводная связь с емкостя-
ми чистого и использованного масла, и должна обеспечи-
ваться защита фарфоровых покрышек от механических
воздействий. Кроме того, на ремонтной площадке предус-
матривается прогрев и возможность проведения испытания
и измерения характеристик ввода.
Участок ремонта бака, расширителя, выхлопной трубы и
других элементов находится также в поле обслуживания
грузоподъемным оборудованием. На этом участке должно
предусматриваться безопасное проведение сварочных работ.
Осмотр и ремонт активной части производится после про-
ведения всех подготовительных работ согласно ПОР.
Вскрытию активной части трансформатора предшествуют
работы по снятию трансформатора с фундамента и его пе-
ремещение на ремонтную площадку. Для предупреждения
повреждений скорость перемещения трансформатора на
собственных каретках не превышает 8 м/мин. Операции
поворота катков и перекатки трансформатора по продоль-
ной и поперечной осям на пути перемещения производятся
с помощью гидродомкратов, которые на крестовинах же-
лезнодорожного пути располагаются под днищем бака в
специально предназначенные для их установки места.
Подъем трансформатора с помощью гидродомкратов осу-
ществляется плавно с равномерным распределением нагруз-
ки между домкратами, при этом контроль за работой гидро-
домкратов производится по манометрам гидродомкратного
устройства.
Прибывший на ремонтную площадку трансформатор рас-
полагается так, чтобы с помощью грузоподъемного обору-
дования можно было произвести операции по снятию всех
узлов, располагаемых на баке трансформатора.
Перед вскрытием активной части трансформатор про-
гревается, при этом температура активной части в процессе
всего периода последующей разгерметизации должна пре-
вышать температуру точки росы окружающего воздуха (на
ремонтной площадке) не менее чем на 5 °C и во всех случаях
не снижалась ниже +10 °C. Целесообразно в период прогрева
снять с бака охладители системы охлаждения (навесной).
1S7
Время пребывания активной части без масла во вскрытом
состоянии на ремонтной площадке строго регламентировано
и зависит от класса изоляции трансформатора. Так, при
относительной влажности до 75 % это время не более 32 ч,
а при относительной влажности до 85 % - 20 ч. Поэтому ра-
боты по снятию узлов трансформатора, расположенных на баке
трансформатора, так же как и снятие ’’колокола”, произво-
дятся оперативно в определенной последовательности с
соблюдением всех требований согласно их весовым данным
и схемам строповки. Особенно тщательно выдерживается
угол строповки при снятии (установке) вводов напряжением
ПО кВ и более, как правило, располагаемых на баке под
углом. В практике отмечены случаи, когда из-за неправиль-
ной строповки при подъеме вводов повреждались их ба-
келитовые цилиндры. Чтобы исключить увлажнение сня-
тых изоляционных деталей, их помещают в емкости с
маслом. Снятые с бака вводы ПО кВ и более устанавливают
на хранение в специальные стойки.
При подъеме съемной части бака тщательно проверяются
балансировка и отсутствие касания бака с активной частью.
До подъема съемной части бака (’’колокола”) демонти-
руется переключающее устройство на трансформаторах с
РПН. Целесообразно при этом произвести маркировку
отводов, что обеспечит дальнейшую оперативную сборку
схемы отводов.
На магнитопроводе устраняются все замеченные недо-
статки ярмовых балок и прессующих устройств винтов с
последующим доведением прессовки до норм. При выявле-
нии замыкания между заземленными частями конструкции
магнитопровода выполняются работы по обнаружению и
устранению мест замыкания путем создания зазора (около
8 мм) или прокладывания электрокартона толщиной более
3 мм в месте касания. При необходимости дефектная изо-
ляция заменяется на новую. Выявляются и устраняются
причины перегревов на участках элементов магнитопровода.
После выполнения всех работ производится очистка узлов
магнитопровода.
Обмотки и изоляция тщательно осматриваются. Выяв-
ляются места касания изоляционных (междуфазных) пе-
регородок и обмоток (отводов). Наличие мест касания в
изоляционной конструкции недопустимо и чревато воз-
158
можными повреждениями. Места касания тщательно прове-
ряются, и при обнаружении следов электрических разрядов
принимаются меры по восстановлению изоляции мест пов-
реждений, а также обеспечиваются необходимые изоля-
ционные расстояния, которые от прессующих колец и других
заземленных частей до изоляционной перегородки должны
быть не менее 30 мм.
В процессе работы трансформатора на него воздействуют
собственная вибрация и токи короткого замыкания. Под их
воздействием в случае недостаточной запрессовки обмоток
происходит смещение элементов (прокладок) обмоток, а
также возможна деформация обмоток. Поэтому при осмот-
ре обмоток, расположенных снаружи активной части, про-
веряют их в доступных местах на вертикальность столбов
прокладок (смещение по вертикали относительно друг дру-
га не должно превышать 10 мм). При необходимости вырав-
нивают столбы прокладок, предварительно распрессовав
полностью обмотки. Сложнее с внутренними по расположе-
нию обмотками, как правило, СН и НН. Эти обмотки осмот-
реть возможно только с торцевой поверхности сверху ак-
тивной части.
Кроме работ по устранению недостатков обмоток произ-
водится проверка и устранение других недостатков, обна-
руживаемых на элементах и узлах конструкции активной
части:
восстанавливается затяжка узлов крепления внешней
изоляции. Ослабленные крепления подтягиваются и пре-
дохраняются от самоотвинчивания, при этом допускается
в изоляции сверление новых отверстий при смещении изо-
ляции перегородок экранов в узле крепления;
если дефектные элементы крепления (например, буко-
вые) подлежат замене, то новые элементы крепления долж-
ны быть предварительно просушены в течение не менее
48 ч при температуре 100-105 °C.
Необходимо помнить, что при ухудшении качества паек,
сопровождающемся недопустимым перегревом, изоляция
в зоне дефектной пайки интенсивно стареет, темнеет и
по цвету отличается от изоляции на соседних здоровых
участках изоляции отводов. Поэтому отводы по всей длине
тщательно осматриваются, особенно внимательно, если
результаты хроматографического анализа масла, выполнен-
159
ного перед ремонтом, неудовлетворительны. При выявле-
нии на длине отводов мест изоляции с резким потемнением
на дефектном участке срезается изоляция под конус (дли-
на конуса должна составлять не менее десятикратной тол-
щины изоляции отвода). Удалив изоляцию, проверяют со-
стояние пайки и при необходимости перепаивают и вновь
изолируют тем же изоляционным материалом, предвари-
тельно осушенным.
Если прессующие кольца обмоток сдвинуты и при раз-
дельной прессовке касаются друг друга, то их центруют,
перемещая в радиальном направлении относительно обмо-
ток так, чтобы зазор между кольцами соответствовал тре-
бованиям чертежа. Поврежденные шинки заземления прес-
сующих колец заменяются на новые, которые должны быть
пролужены оловянистым припоем и изолированы по всей
длине сначала слоем лакоткани (толщиной 2 мм), а затем
киперной лентой с перекрытием. Шинки заземления при-
соединяются к кольцам и ярмовой балке без натяга с не-
которым припуском.
Технологические операции по подпрессовке обмоток
выполняются с помощью гидродомкратов (или тарирован-
ных ключей). Усилия запрессовки должны соответствовать
нормам, приведенным в инструкции по эксплуатации. Наи-
более качественная запрессовка обмоток обеспечивается
при одновременной прессовке всех прессующих колец
(всех стержней магнитопровода), что необходимо особенно
при прессовке трансформаторов 100 MB-А и более. Такая
прессовка возможна при установке на прессующие кольца
обмоток значительного количества гидродомкратов. В боль-
шинстве случаев прессовка обмоток выполняется раздель-
но по каждой обмотке из-за ограниченного количества гид-
родомкратов. Сначала прессуются обмотки с большими,
а затем обмотки с меньшими усилиями запрессовки. Если
же производить прессовку наоборот, т.е. сначала прессовать
обмотку, требующую меньших усилий, то предыдущие об-
мотки могут оказаться распрессованными.
Для определения степени изношенности изоляции от
бираются образцы витковой изоляции, электрокартона изо-
ляционных барьеров. По условной классификации механи-
ческая прочность изоляции подразделяется на классы:
1-й класс - изоляция эластичная; при полном сгибе вдвое
изоляция не ломается;
160
2-й класс - изоляция твердая; при полном сгибе вдвое
образуются трещины;
3-й класс - изоляция хрупкая; при полном сгибе изоля-
ция ломается;
4-й класс - изоляция хрупкая; при сгибе до прямого угла
изоляция ломается.
У трансформаторов, имеющих переключатель ответвле-
ний ПБВ, необходимо тщательно проверить исправность
контактов и достаточность их нажатия.
После выявления и устранения недостатков активная
часть промывается струей сухого горячего масла (60 °C); же-
лательно применять масло той же марки, что и масло, ко-
торым был заполнен трансформатор, или же в крайнем слу-
чае маслом, не уступающим по качеству, допущенным к
смешиванию. Так как в большинстве случаев активная
часть промывается на собственном поддоне бака, то после
промывки удаляются с поддона остатки масла и он проти-
рается насухо.
В соответствии с ПОР (сетевым графиком) параллельно
с работами на активной части производятся работы по ре-
монту системы охлаждения, быстродействующих переклю-
чающих устройств и других демонтированных узлов.
Сборка трансформатора производится после завершения
всех работ на активноу части. К моменту завершения работ
на активной части также заканчиваются все работы по ре-
монту компенсирующих узлов, демонтированных с бака
трансформатора в период разборки трансформатора. Если по
ряду причин превышено время нахождения активной части
на открытом воздухе, что сопряжено с возможным увлаж-
нением изоляции, то производится подсушка или сушка
изоляции. Сушка трансформатора является сложным, тру-
доемким технологическим процессом, особенно если она
производится в полевых условиях, и поэтому ремонтные ра-
боты должны, как правило, выполняться в течение расчет-
ного технологического времени, гарантирующего сохране-
ние изоляционных характеристик бумажной изоляции
трансформатора.
Сборка трансформатора выполняется в определенной
технологической последовательности и в минимальное вре-
мя, обеспечивающее скорейшую герметизацию трансфор-
матора.
161
6-6317
Установка съемной части бака на поддон трансформато-
ра (у больших трансформаторов) или установка активной
части в бак (у трансформаторов с верхним разъемом) произ-
водятся с применением специальных технологических оп-
равок и тщательной выверкой расстояния от активной час-
ти до стенок бака, чтобы не повреждались элементы кон-
струкции активной части. Затяжка разъема считается за-
конченной, если резиновая прокладка зажата до 2/3 перво-
начальной толщины.
Установка адаптера с трансформаторами тока мощных
трансформаторов производится в комплекте с бакелитовыми
цилиндрами. При установке соблюдаются угол наклона и
правильность расположения выводной коробки относи-
тельно выреза в цилиндре.
Установку маслонаполненных высоковольтных вводов,
располагаемых на баке под углом, производят постепенно,
чередуя последовательно вертикальные и горизонтальные
движения. Такая тщательность при установке вводов га-
рантирует сохранность бакелитовых цилиндров. До уста-
новки ввода проверяется правильность расположения мас-
лоуказательного стекла ввода относительно бака транс-
форматора и вырез бакелитового цилиндра, который дол-
жен правильно располагаться относительно ввода. В экс-
плуатации отмечены случаи, когда при сборке трансфор-
матора из-за неправильного расположения выреза бакели-
тового цилиндра он своим краем опирался на отвод обмот-
ки, что приводило со временем к появлению ползущего
разряда с последующим пробоем изоляционного расстоя-
ния отвод — адаптер ввода. Поэтому при установке ввода на
стадии завершения через нижний люк бака обязательно
проверяется правильность расположения отвода обмотки
в разъеме выреза бакелитового цилиндра. При закрепле-
нии верхнего контактного узла ввода герметизацию нако-
нечника производят с особой тщательностью, правильно
располагая уплотнительную резину и равномерно затяги-
вая ее. У герметичных вводов повторно проверяется дав-
ление по манометру. При необходимости давление во вводе
доводится до норм.
После установки системы охлаждения (она может уста-
навливаться и после заполнения бака маслом) и полной
герметизации трансформатор вакуумируется с остаточным
162
давлением, приведенным в сопроводительной документа-
ции. Вакуумировка трансформатора на полный вакуум про-
изводится по специальной технологии равномерно и посте-
пенно ступенями по 0,013 МПа через каждые 15 мин до ос-
таточного давления 0,001 МПа. Если в течение 1 ч после
достижения верхнего предела вакуума его значение не
снижается ниже 0,003 МПа, трансформатор считается гер-
метичным. После проверки герметичности бак трансфор-
матора выдерживается до заливки маслом при верхнем пре-
дельном значении 0,001 МПа в течение 2 ч для трансфор-
маторов 110—150 кВ и 20 ч для трансформаторов 220-750 кВ.
При отсутствии каких-либо требований в инструкции оста-
точное давление трансформаторов напряжением 110-220 кВ
устанавливается около 0,054 МПа.
Заполнение бака маслом производится со скоростью не
более 3 т/ч при остаточном давлении не более 0,001 МПа.
При превышении скорости заполнения бака маслом ухуд-
шается пропитка изоляции маслом. Температура масла
при заполнении выдерживается для трансформаторов на-
пряжением 110-150 кВ и не ниже 10 °C, а для трансформа-
торов напряжением 220-750 кВ 45-60 °C. Заполнение прекра-
щается при достижении маслом уровня ниже крышки на
150—200 мм. В таком состоянии трансформатор выдержи-
вается под вакуумом в зависимости от класса напряжения
трансформатора: 110-150 кВ - в течение 3 ч, а 220-750 кВ -
в течение 5 ч. Этот1 вакуум постепенно снимается с одно-
временной подачей в бак воздуха через воздухоосушитель-
ный фильтр.
Установка расширителя, выхлопной трубы и газоотво-
дящей системы производится после заливки бака маслом,
затем подсоединяется к расширителю система масляной
защиты, устанавливаются приборы газовой защиты и сигна-
• лизации.
Избыточным давлением масла в расширителе не более
20 кПа (0,2 кгс/см2) проверяется маслоплотность верхнего
контактного узла вводов. Такое давление устанавливается
с помощью редуктора по показаниям манометра с верхним
пределом 50-100 кПа (0,5-1 кгс/см2).
При проверке на маслоплотность верхнего контактного
узла ввода в расширителе без специальной защиты (с си-
ликагелевым воздухоосушителем) и в трансформаторах с
163
пленочной защитой следует использовать чистый сухой воз-
дух или азот, в трансформаторах с азотной защитой - только
чистый сухой азот. Работы по проверке на герметичность
верхнего узла ввода выполняют в следующей последова-
тельности: у трансформаторов без специальной защиты и с
пленочной защитой отсоединяют воздухоосушитель, а у
трансформаторов с азотной защитой - систему азотной за-
щиты, к трубопроводу через редуктор и вентили подсоеди-
няют источник сжатого газа (передвижной компрессор,
баллон со сжатым воздухом или азотом, а также можно
использовать распределительную сеть воздухопроводов
воздушных выключателей). При этом в трансформатор с
азотной защитой или без специальной защиты масла сжатый газ
подается в надмасленное пространство расширителя, а в
трансформаторах с пленочной защитой - внутрь эластич-
ной оболочки. Как правило, проверку герметичности произ-
водят в летнюю ремонтную кампанию, т.е. при положитель-
ной температуре окружающего воздуха.
При дефектной резиновой прокладке контактной шпиль-
ки ввода через поврежденное место (щель, трещина) про-
кладки проходит газ. Для обнаружения места повреждения
прокладки снимается защитный кожух, и зона гайки, при-
жимающей прокладку, обрабатывается мыльным раство-
ром. Если имеется утечка, то по пузырению фиксируется
дефектная прокладка, которая подлежит замене. После
замены прокладки уплотнения контактной шпильки перед
установкой кожуха место прокладки смазывается гермети-
ком КЛТ-30, эластосилом и т.п.
Окончательная доливка масла в трансформатор произ-
водится со скоростью 4 т/ч через расширитель. После залив-
ки бак испытывают на избыточное давление столбом масла
высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расши-
рителе в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °C.
Из-за повышения вязкости масла эту проверку при низких
температурах произвести невозможно.
После выполнения всех ремонтных работ трансформатор
проходит испытания и измерения на ремонтной площадке
перед его транспортировкой на фундамент, где заканчи-
ваются работы по окончательной сборке и подготовке к
включению.
164
Ремонт вводов напряжением ПО кВ и выше увязан с
возможностями ремонтных мастерских (наличием вакуум-
ного оборудования, сушильной камеры и т.п.) и выполняет-
ся в нормированном объеме.
При текущем ремонте трансформатора выполняются
работы, как правило, не требующие снятия ввода с транс-
форматора: заменяется отработанный силикагель и масло
в гидрозатворе негерметичных вводов, заменяются дефект-
ные резиновые уплотнения в верхнем контактном узле; при
необходимости доливается масло; устраняются мелкие де-
фекты фарфоровой покрышки; отбирается проба масла
и после проверки определяется необходимость его замены
(проба масла из герметичных вводов отбирается, как правило,
по согласованию с заводом-изготовителем); заменяется
масло со снятием или без демонтажа ввода с трансформа-
тора; устраняется течь масла в зоне верхней фарфоровой
покрышки и расширителя; при необходимости проверяется
отдача бака давления герметичных вводов. Если обнаруже-
на течь в зоне нижней фарфоровой покрышки, заменяется
ввод на резервный.
В период капитального ремонта трансформатора с подъ-
емом съемной части бака (’’колокола”) демонтируются все
вводы, и при необходимости в условиях ремонтных мастер-
ских выполняются работы вплоть до полной разборки ввода,
включая подсушку или сушку ввода.
Доливка масла во ввод выполняется при необходи-
мости в соответствии с требованиями инструкций завода-
изготовителя. Объем масла в негерметичном маслонапол-
ненном вводе контролируется по маслоуказателю. При тем-
пературе 15-20 °C уровень составляет 2—3 высоты масло-
указательного стекла. Доливка масла производится с при-
менением воронки через отверстие для доливки масла во
ввод, при открытом отверстии для выхода воздуха (оба от-
верстия в рабочем состоянии ввода закрыты пробками).
Если у ввода нет отверстия для выхода воздуха, то для обес-
печения возможности выхода воздуха при заливке приме-
няется воронка с узким горлышком. Допускается доливать
масло во ввод через маслоотборное устройство с помощью
бессальниковых насосов через промежуточный бачок,
связанный с вводом, предварительно открыв отверстие
выпуска воздуха. При таком способе доливки масла в не-
165
герметичные маслонаполненные вводы предусматриваются
меры предосторожности, чтобы не закачать во ввод воз-
дух. Для этого, прежде чем открыть пробку маслоотборного
устройства, в промежуточном бачке создается избыточное
давление 0,01-0,02 МПа (0,1-0,2 кгс/см2), и масло подается
при заливке небольшими порциями.
Доливка масла в герметичные вводы контролируется
по манометру. Давление масла во вводе выдерживается
в пределах 0,02-0,25 МПа (0,2-2,5 кгс/см2). Масло, предназ-
наченное для доливки в герметичные вводы, предваритель-
но дегазируется при вакууме с остаточным давлением не
более 666,5 Па (5 мм рт. ст.) в течение 4 ч на каждые 50 л об-
рабатываемого масла.
Замена масла во вводах в эксплуатации в зависимо-
сти от конструкции маслонаполненного ввода производят-
ся со снятием ввода с бака трансформатора или без его
демонтажа. При смене масла без демонтажа необходимо,
чтобы конструкция ввода обеспечивала доступ к нижним
слоям масла. Замена масла во вводах может быть рекомен-
дована при содержании водорастворимых кислот в масле
не более 0,03 мг КОН на 1 г.
Приготовленное заранее трансформаторное масло в
объеме, равном трех-четырехкратному объему масла вво-
да, должно быть очищенным, дегазированным, удовлетво-
рять всем требованиям и иметь пробивное напряжение не
ниже 60 кВ для вводов на напряжение до 500 кВ и 70 кВ для
вводов на напряжение на 750 кВ и выше. Влагосодержание —
не более 10 г/т, газосодержание для герметичных вводов -
не более 0,15 %.
После слива масла ввод промывается по схеме замкну-
того цикла, приведенной на рис. 20. Промывка ввода произ-
водится свежим маслом. Продолжительность промывки в
зависимости от класса напряжения ввода находится в пре-
делах от 6 ч (вводы ПО кВ) до 24 ч (вводы 750 кВ). Промыв-
ка прекращается после достижения нормированных для масла
значений tg б при 70 °C. На завершающей стадии заливки
(промывки) производится вакуумирование ввода при оста-
точном давлении не более 667 Па. Продолжительность
вакуумирования у вводов ПО кВ 4 ч, 150-220 кВ 8 ч, а у 330 кВ
и выше не менее 12 ч.
166
Рис. 20. Схема замены масла во вводах: Трубопровод
1 — бак для слива отработанного мае- от вакуум-насоса
ла; 2 — подставка (стул); 3 — ввод; 4 —
бак с чистым маслом; 5 — фильтр-пресс;
6 — приемный бак; 7 — пробка для слива
масел
Ремонт фарфоровых покры-
шек при обнаружении мелких
повреждений на фарфоровых
покрышках производится пу- 7
тем окраски мест скола или
приклеивания отколовшихся
частей. Места окраски или
склеиваемые части предвари-
тельно очищаются от загрязнений, обезжириваются и высу-
шиваются. Лак, применяемый при окраске, должен быть
влагостойким и равномерно покрывать место повреждения,
придавая блестящий оттенок, схожий с глазурью. Для ок-
раски используются лаки воздушной сушки (пентафталевые,
эпоксидные и др.), клей БФ-4, смесь на основе эпоксидной
смолы ЭД-20. Для склеивания отколовшихся частей фарфо-
ра рекомендуется применять клей на основе эпоксидной
смолы ЭД-20 (100 массовых частей) с добавлением полиэти-
ленполиамина (13,5 массовых частей) и фарфоровой муки
(100 массовых частей).
При повреждении бака давления ввода частично
сливается масло. При нулевом показании манометра пе-
рекрываются вентили от ввода и бак отсоединяется. Опорож-
ненный бак давления испытывается в водяной камере дав-
лением воздуха 0,1 МПа. Для запуска сжатого сухого воз-
духа применяется воздухоосушитель. Места течи обезжи-
риваются, завариваются, а затем зачищаются и окрашивают-
ся. После промывки соединительных трубок бака давления
он проверяется на отдачу. Бак давления через промежуточ-
ный бачок вместимостью 20-30 кг присоединяется к ваку-
167
умной системе с помощью штуцера, установленного вместо
верхней пробки выпуска воздуха, а так» t к маслосистеме
через вентиль бака давления. После выдержки под вакуумом
при остаточном давлении не более 667 Па в течение 30 мин
производится заполнение бака ввода и промежуточного
бачка маслом, подогретым до 20-25 °C. Затем снимается
вакуум, после достижения устойчивого уровня масла в
промежуточном бачке отсоединяются вакуум-система и про-
межуточный бачок (масло из него предварительно слива-
ется), и устанавливается верхняя пробка. Создается с по-
мощью маслонасоса избыточное давление 0,3 МПа подкач-
кой дополнительного количества масла, а затем сливается
масло через нижнее отверстие до давления 0,025 МПа в из-
мерительную емкость. Сравнивается полученная отдача
с расчетной, и окончательно сливается масло. При повтор-
ном заполнении бака маслом (после проверки бака на от-
дачу) давление в нем доводится до 250 кПа.
Бак давления присоединяется к вводу в такой последо-
вательности: присоединяется соединительная трубка к
баку; приоткрываются вентили бака и ввода и под струей
масла присоединяют трубку к вводу, открываются полностью
вентили на вводе и баке и устанавливается рабочее давление
в соответствии с заводской инструкцией.
Замена прокладок между фарфоровыми покрышками и
металлическими деталями ввода является наиболее слож-
ной технологической операцией и прозводится со снятием
стяжного устройства и полным сливом масла из ввода. Опе-
рации по замене всех остальных прокладок менее трудоем-
кие и не требуют снятия стяжного устройства и слива масла.
При замене прокладок со снятием стяжного устройства
ввода до слива масла предварительно устанавливается спе-
циальное технологическое приспособление, предназначен-
ное для прижимания нижней фарфоровой покрышки к
основному фланцу (середина ввода). Если производить
распрессовку ввода без установки этого приспособления,
то остов ввода начнет смещаться вниз, что приведет к об-
рыву перемычки от последней прокладки и т.д.
После установки специального приспособления и слива
масла производится замена прокладок в определенной тех-
нологической последовательности, затем заливается ввод
маслом.
168
Ремонт системы охлаждения в зависимости от ее типа
имеет некоторые особенности.
При ремонте системы охлаждения типа ДЦ вскрывают
коробки (коллекторы), тщательно очищают, обезжиривают
и заваривают места течи в сварных швах трубок в зоне сопря-
жения с трубной решеткой (пластиной) или заглушают
дефектные трубки (не более двух i рубок на каждый ход
трубной пластины), при этом для компенсации разницы
в температурном удлинении рабочих и заглушенных трубок
со стороны плавающей головки снимают сварной шов тор-
ца трубки на 5-6 мм ниже верхней кромки трубной пластины;
после очистки поверхностей (наружной и внутренней) тру-
бок устанавливают крышки (коллекторы) на новое уплотне-
ние, а затем охладители промывают и испытывают по схеме,
приведенной на рис. 12. Схема имеет два независимых кон-
тура, присоединенных к масляному баку объемом не менее
3,5 м3: контур промывки, включающий маслонасос (типов Т,
ЭТ, ЭПТ) и сетчатый фильтр, и второй контур (нагрева и
восстановления масла), в который входит маслоподогре-
ватель и маслоочистительная установка с насосом. В схеме
предусматривается нагрев до температуры 50-60 °C и подача
избыточного давления до 0,21 МПа. Охладитель считается
герметичным, если в течение 30 мин не наблюдается течь
масла, а избыточное давление практически не меняется.
После 1 ч промывка заканчивается, если на фильтроваль-
ной бумаге не обнаруживаются следы ржавчины и грязи, а
электрическая прочность масла по сравнению с первона-
чальной (до промывки) не изменяется. Одновременно могут
промываться и испытываться все элементы системы охлаж-
дения, для этого они соединяются последовательно в кон-
туре схемы промывки.
Ремонт бессальникового электронасоса (Т, ЭТ, ЭЦТ и МТ, см.
табл. П.6) производится с разборкой и с последующим осмотром
и проверкой состояния подшипников. Предварительно на дей-
ствующем трансформаторе путем контроля вибрации выявляют-
ся маслонасосы, имеющие дефекты. Дефектные подшипни-
ки заменяются на новые. Запрещена установка подшипни-
ков, прошедших реставрацию и имеющих значительно худ-
шее качество и низкий срок службы. Проверяется также
крепление рабочего колеса и наличие натиров на корпусе
и колесе. Измеряется сопротивление изоляции статорных
169
обмоток двигателя мегаомметром на 500 В, при этом сопро-
тивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. При необ-
ходимости производится сушка изоляции. Собранный
маслонасос проверяется сначала вращением от руки (вал
должен вращаться свободно без касаний), а затем в рабочем
режиме путем перекачивания масла во временный бак.
Ремонт вентиляторов обдува систем охлаждения ти-
пов Д и ДЦ предусматривает проверку правильности враще-
ния крыльчаток, при этом выявляют и устраняют отдель-
ные дефекты в подшипниках и крыльчатках.
Вибрацию вентиляторов системы охлаждения типа Д
(так же как и ДЦ) проверяют на специальном стенде, пред-
ставляющем платформу с упругими закреплениями, обес-
печивающими свободу вибрационных перемещений одно-
временно в трех взаимно перпендикулярных направлениях.
При отсутствии специального стенда можно использовать
упрощенный стенд-платформу с упругим закреплением,
обеспечивающим свободу вибрационных перемещений в
направлении, перпендикулярном плоскости закрепления
электродвигателя. В качестве упругих элементов аморти-
заторов допускается использовать амортизаторы любого типа.
Вибрацию электродвигателя с крыльчаткой на рабочих
скоростях следует измерять с помощью вибрографа ВР-1
или ВР-3 в трех направлениях: вертикальном, горизонталь-
ном и осевом. Вибрация вентиляторов не должна превышать
0,06 мм. При превышении допустимой вибрации снимают
крыльчатку и производят ее статическую балансировку.
Если крыльчатка отбалансирована, то она находится в
равновесии в любом положении. При неуравновешенности
крыльчатка будет находиться в покое только в определен-
ном положении, которое соответствует расположению ее
центра тяжести ниже геометрической оси. Если крыльчат-
ку выводить из этого положения, то она вновь возвращает-
ся в него. Этим пользуются для нахождения места поло-
жения небаланса крыльчатки и устранения ее неуравно-
вешенности. Статически отбалансированная крыльчатка,
закрепленная на предварительно динамически отбалан-
сированном роторе электродвигателя, не должна вызывать
дополнительного небаланса.
Процесс балансировки состоит из следующих операций:
определение места расположения небаланса крыльчатки,
170
подбор места груза для устранения небаланса, определение
оставшегося небаланса.
Динамическая балансировка по сравнению со статиче-
ской позволяет более точно выявить и устранить небаланс,
а тем самым значительно уменьшить вибрацию и, следова-
тельно, увеличить срок службы подшипников.
Одновременно с применением специального приспособ-
ления проверяют углы атаки лопастей крыльчатки. В процес-
се балансировки при необходимости заменяют дефектные
подшипники. При замене подшипника и после балансиров-
ки удаляют старую смазку и меняют ее на свежую.
Используя мегаомметр 500 кВ, производят проверку элек-
трического сопротивления изоляции как статорной обмотки
электродвигателя, так и всех электрических цепей отно-
сительно заземленных частей. Сопротивление должно
быть не менее 0,5 МОм.
При ремонте вентиляторов и крыльчаток системы охлаж-
дения типа ДЦ проверяют зазор между крыльчатками вен-
тиляторов и диффузором по всему периметру, который дол-
жен быть равномерным и не превышать 1,5 % диамтера ра-
бочего колеса. Проверяют также правильность установки
электродвигателей на охладителе. При необходимости за-
меняют амортизационные прокладки под лапками электро-
двигателей. Эта операция не менее важна, так как при
недостаточной амортизации возникает недопустимый шум
при работе вентилятора. Крыльчатка, насаженная на вал,
должна легко без заеданий проворачиваться вручную и
при разгоне свободно вращаться. Измеряют электрическое
сопротивление изоляции статорных обмоток электродвига-
телей мегаомметром 500 В. Оно не должно превышать
0,5 МОм.
Если крыльчатка отбалансирована, то при включении дви-
гателя значение вибрации, измеренное вибрографом ВР-1,
не превышает 0,06 мм. При превышении вибрации произ-
водят статическую и при необходимости динамическую ба-
лансировку крыльчатки, при этом проверяют биение лопас-
тей вентилятора в осевом направлении: лопасти при осевом
вращении должны описывать одинаковую поверхность вра-
щения. Для этого на внутренней стороне диффузора нано-
сят желательно цветным карандашом проекцию произволь-
но выбранной лопасти вентилятора в виде кривой; проверяют
171
последовательно степень совпадения проекций остальных
лопастей вентилятора с проекцией первой лопасти. Рас-
хождение проекций должно быть не более 3 мм; при боль-
ших расхождениях необходимо подогнуть лопасти венти-
лятора и повторно измерить вибрацию электродвигателей
до получения допустимого расхождения.
Ремонт расширителей, адсорберов, маслопрово-
дов, а также арматуры системы охлаждения производят с
разборкой на составляющие элементы с последующей их
очисткой или протиркой. Промывают внутренние поверх-
ности и при необходимости покрывают их маслостойким ла-
кокрасочным покрытием (эмаль ФП-0,3 К), а наружные по-
верхности покрывают эмалью ПФ-113. Возможно применение
и других эмалей, заменяющих указанные. Перед покрас-
кой поверхности обезжиривают.
Очистку наружной поверхности от пыли и загрязнений
производят сжатым воздухом. Загрязнения с промасленной
поверхности удаляют раствором едкого натра (25 % в воде),
подогретым до 70-80 °C, путем окунания или смывания.
Ремонт системы охлаждения типа Ц имеет схожие техно-
логические операции с ремонтом системы ДЦ и отличают-
ся объемом работ, выполняемых на охладителе. После
проверки охладителя внешним осмотром проверяют его
течи масла в водяной камере (по масляным пятнам на воде),
а затем производят слив масла и демонтаж системы охлаж-
дения. Комплектующие узлы (маслонасосы, адсирбные
фильтры, маслопроводы) ремонтируют на ремонтной пло-
щадке. При невозможности транспортировки ремонт охла-
дителя производят на собственном фундаменте. У охлади-
теля отворачивают крышки. Трубки и трубные плиты очи-
щают мягкими металлическими ершами, заменяют дефект-
ные трубки. Места течи устраняют развальцовкой трубок
и при необходимости заливают эпоксидной смолой.
В случае обнаружения ржавчины и прикипания шлама труб-
ный 11учок втягивают и прочищают, а затем межтрубное
пространство продувают сухим воздухом, нагретым до 60 —
70 °C. Полностью собранный охладитель промываю', нагре-
тым сухим, желательно свежим (или эксплуатационным с
допустимыми для использования показателями) транс-
форматорым маслом, а затем испытывают на герметичность
(по масляной стороне) при температуре масла 60 °C и дав-
172
пении 0,6 МПа в течение 30 мин. Для обнаружения протечек
при испытании на герметичность у расположенных верти-
кально охладителей снимают верхнюю крышку и наполняют
водяную камеру водой, а у горизонтально расположенных
охладителей сливают воду после заполнения в специаль-
ную емкость с открытой поверхностью. По появлению мас-
ляных пятен определяют негерметичность и наличие про-
течек. В этом случае сливают масло из охладителя и испы-
тывают охладитель без воды, предварительно забелив тор-
цы трубок мелом. При замене дефектных трубок повторяют
испытания на герметичность.
34. Определение необходимости сушки изоляции.
Способы прогрева и сушки изоляции трансформатора
Подсушка или сушка изоляции трансформатора может
производиться в период монтажа и последующей эксплуатации.
Нарушение герметичности в период транспортировки и
хранения, длительное пребывание изоляции активной час-
ти на открытом воздухе при монтаже и ремонте трансформа-
тора, появление недостатков в системе защиты масла -
это причины, так или иначе приводящие по истечении неко-
торого времени к увлажнению изоляции трансформатора.
Сушка - обязательный технологический процесс после
ремонта с полной или частичной сменой обмоток и изо-
ляции.
При хорошо организованном контроле состояния изоля-
ции трансформатора в процессе его эксплуатации транс-
форматоры могут в течение всего срока службы не подвер-
гаться сушке.
По характеристикам изоляции и масла в соответствии
с действующими требованиями [2, 3] определяется необ-
ходимость проведения сушки или подсушки трансформато-
ра, при этом рассматриваются один или несколько показа-
телей изоляции (J?60, tgfi, С2/С50, влагосодержание
твердой изоляции и масла, а также при необходимости ДС/С)
в зависимости от класса изоляции трансформатора. Чем вы-
ше номинальное напряжение трансформатора, тем конст-
руктивно сложнее изоляция, растет ее объем и масса. Поэ-
тому если для определения состояния изоляции и необ-
ходимости сушки у трансформаторов 1 и II габаритов доста-
173
точно измерять не более двух показателей (7?6О и К60/Д15),
то решение о необходимости сушки трансформаторов вы-
сокого напряжения выносят только путем комплексного
рассмотрения всех измеренных характеристик изоляции.
По той же причине сложнее и продолжительнее сам процесс
сушки мощных трансформаторов.
Нагрев трансформатора в зависимости от вида работ по
эксплуатационному и ремонтному обслуживанию произво-
дят различными способами: индукционных потерь, постоян-
ного тока, короткого замыкания, нулевой последователь-
ности, нагрева осушенным горячим воздухом или сухим
горячим маслом. Из перечисленных способов нагрева при
сушке изоляции в условиях эксплуатации широко приме-
няется метод индукционных потерь.
В условиях ремонтных баз и заводов энергосистем, а
также ТМХ сушка трансформатора может производиться в
специальной сушильной камере, обогреваемой паром или
электроэнергией.
Сушка изоляции трансформатора методом индукционных
потерь производится в собственном баке без масла (или с
маслом), когда имеется возможность намотать на бак ин-
дукционную обмотку. Источником тепла при этом методе
нагрева служит боковая поверхность бака трансформатора,
на которую наматывается индукционная обмотка. Нагрев
производится за счет потерь в металле бака с последующим
излучением тепла (путем радиации) и конвекции нагре-
того воздуха внутри бака. Для питания индукционной об-
мотки используются источники трехфазного, двухфазного
и однофазного тока напряжением ПО, 220 и 400 В и выше
(до 1000 В). Сушка изоляции по схеме, приведенной на
рис. 21, выполняется под вакуумом (трансформаторы на-
пряжением 220 кВ и выше) и под частичным вакуумом
(трансформаторы 110-150 кВ - при давлении 0,054 МПа).
Сушка этим методом возможна и без применения вакуума.
Контроль за температурой отдельных частей трансформатора
осуществляется применением термодатчиков, установлен-
ных по определенной схеме в различных зонах активной
части и поверхности бака трансформатора. Сушка индук-
ционным методом производится согласно специальной
инструкции.
174
Рис. 21. Схема сушки трансформатора под вакуумом:
1—вакуумметр; 2 — бак трансформатора; 3 — охладительная колонка; 4 —
вентили у вакуум-насоса; 5 — вакуум-насос; 6 — масляный бачок; 7 — кран для
подачи горячего воздуха и регулирования остаточного давления; 8 — трубопро-
вод; 9 — фильтр для очистки подсасываемого воздуха; 10 — бачок для слива остат-
ков масла из трансформатора; 11—13 — краны бачка; 14 — кран для подсоединения
вакуум-провода
Сушка изоляции методом разбрызгивания нагретого
масла производится на трансформаторах, баки которых
рассчитаны на полный вакуум. После демонтажа всех ком-
плектующих узлов, бак утепляется, под днище бака в ка-
честве дополнительного источника тепла устанавливается
донный обогрев (электрические и тепловые источники).
Бак заливается частично сухим качественным трансформа-
торным маслом примерно в количестве Ют (до уровня верх-
ней полки нижней ярмовой балки). К баку присоединяются
маслосистема и вакуум-система согласно схеме, приведен-
ной на рис. 22 и 23. На верхней части бака изнутри устанав-
ливают коллектор для разбрызгивания масла, связанный
с маслосистемой. Циркуляция масла, нагретого до темпе-
ратуры 75-80 °C, обеспечивается маслонасосом, прогоняющим
масло в системе через маслоподогреватель (температура
масла на выходе из маслоподогревателя не должна превы-
шать 95 °C). Электронасос в маслосистеме устанавливает-
ся так, чтобы на выходе насоса обеспечивался подпор стол-
ба масла не менее 1 м.
175
Рис. 22. Схема нагрева трансформатора:
1 — электропечь; 2 — разбрызгиватель масла; 3 — асбестовое полотно; 4 —
гибкий маслопровод; 5 — коллектор; 6 — патрубок Ду = 100; 7 — трансформаторное
масло; 8 — задвижка для слива масла иэ трансформатора; 9 — карман для уста-
новки термометра; 10 — патрубок Ду = 125; 11 — электронасос; 12 — патрубок
Ду - 100; 15 —фильтр ФОСН; 16 — задвижка Ду - 100 мм
После достижения в баке трансформатора давления не
более 399 Па (3 мм рт. ст.) включается электронасос и подо-
греватель, при температуре воздуха ниже 15 °C также вклю-
чается донный подогрев. После достижения температуры
Рис. 23. Схема вакуумирования трансформа-
тора:
1 — вакуумметр механический; 2 —
вакуумметр электронный; 3, 4 — запорная
арматура; 5, 12, 15 -вакуум-провод Ду =
- 100 мм; 6 — трансформатор; 7 — теплоизо-
ляция; 8, 10, 14 — затвор вакуумный Ду =
= 100 мм; 9 — установка "Иней”; 11 — насос
вакуумный; 13 — промежуточный бак объе-
мом 0,05 мэ; 16 — насос вакуумный предва-
рительного разрежения
176
75-80 °C масла на выходе из бака трансформатора и темпе-
ратуры 80-85 °C обмотки ВН, но не ранее чем через 48 ч,
отключаются маслоподогреватель, маслонасос и отбирается
из охладителя вакуумной установки конденсат. Вакууми-
рование продолжается (без отключения донного обогрева)
при остаточном давлении не более 53 Па (0,4 мм рт. ст.)
в течение не менее 24 ч. Температура охлаждающей смеси
вакуумной установки поддерживается не выше 70 °C.
Измерение температуры обмотки ВН (одной из фаз) произ-
водится по активному сопротивлению после достиже-
ния температуры 75-80 °C масла на выходе из бака транс-
форматора и через 24 ч вакуумирования после достижения
температуры обмотки ВН 80-85 °C, одновременно отбирает-
ся конденсат из охладителя вакуумной установки. Повто-
ряют операции по нагреву и вакуумированию до тех пор,
пока выделение конденсата в охладителе вакуумной уста-
новки будет составлять не более 0,3 л в час при температу-
ре изоляции (по активному сопротивлению обмотки) не
ниже 50 °C. Продолжительность повторных нагревов транс-
форматора до температуры 80-85 °C обмотки ВН не норми-
руется. При достижении выделения конденсата воды 0,3 л
(и менее) за 24 ч вакуумирования при остаточном давлении
не более 53 Па (0,4 мм рт. ст.) включается циркуляция мас-
ла в системе нагрева и продолжается вакуумирование при
остаточном давлении 399 Па (3 мм рт. ст.), трансформатор
охлаждается до температуры обмотки ВН 40-45 °C.
В процессе сушки ведется журнал сушки с занесением
результатов измерений: температуры обмотки ВН при дости-
жении температуры 75-80 °C на выходе из бака трансфор-
матора, температуры масла на выходе из маслоподогрева-
теля (при нагреве) - ежечасно, температуры масла на вы-
ходе из бака трансформатора (при нагреве) - ежечасно, ос-
таточного давления в баке трансформатора - ежечасно, ко-
личества конденсата воды и масла - при вскрытии охлади-
теля вакуумной установки.
Завершающими операциями при сушке изоляции транс-
форматора рассматриваемым способом являются полный
слив масла из трансформатора с предварительным измере-
нием характеристик ((7пр, tg С, количественное содержание ме-
ханических примесей, влагосодержание, кислотное число,
температура вспышки), определение влагосодержания об-
177
разцов твердой изоляции, заложенных в трансформатор
и находящихся в баке в процессе эксплуатации (оно долж-
но быть не более 1 %), удаление разбрызгивателей и отсое-
динение систем вакуумировния и маслоподогрева с после-
дующей герметизацией и заливкой трансформатора маслом
согласно инструкции завода-изготовителя.
35. Ремонт с заменой обмоток
Ремонты трансформаторов с заменой обмоток (частич-
ной или полной), включая ремонт магнитопровода, выпол-
няются в условиях баз (заводов) энергосистем или на заво-
де-изготовителе трансформатора. Вызвано это тем, что под-
станции и большинство электростанций не предназначе-
ны для проведения таких ремонтов, так как требуются спе-
циальные помещения, оснащенные технологическим и
испытательным оборудованием. Ремонты без таких поме-
щений допускаются при тщательной подготовке в исключи-
тельных случаях по разрешению вышестоящей организа-
ции и должны проводиться под руководством шеф-персо-
нала завода-изготовителя с привлечением персонала спе-
циализированных ремонтных организаций, имеющих необ-
ходимую квалификацию.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Таблица П.1. Перечень приспособлений, такелажной оснастки
и оборудования для ремонта трансформаторов
Наименование
Демонтаж и перекатка трансформаторов
на ремонтную (монтажную) площадку
и обратно
Передвижная электролебедка грузо-
подъемкостью 5 т с зажимным устройст-
вом к головкам железнодорожных
рельсов
Оборудование для сварки и резки
металлов
Примечание
Выбор троса в каждом конкрет-
ном случае производится,
исходя из допустимого усилия
при такелаже и длины полис-
паста
178
Продолжение табл.П.1
Наименование Примечание
Домкраты гидравлические ДГ-50, ДГ-100 с насосной станцией и реечные домкраты РД-5, РД-10 Количество домкратов и усло- вия подъема должны соответ- ствовать требованиям техни- ческой документации на кон- кретный трансформатор
Плиты опорные под домкраты Стропы, трос Лестницы деревянные Средства пожаротушения Емкости под масло Зажимы тросовые М-20 Заглушки и патрубки Хлопчатобумажная веревка Разборка, вскрытие и ремонт активной части Оборудование и приспособление для прогрева активной части трансформатора Траверсы для снятия вводов Траверсы для подъема съемной части бака и активной части Инвентарные подставки для установки и ремонта вводов Стропы соответствующей длины и грузо- подъемности Двойной объем расширителя Если подъем активной части предусмотрен Выбор и количество стропов производится по весовым данным демонтируемых узлов
Серьги и восьмерки соответствующей грузоподъемности Заливка масла Цеолитовая установка и установка для дегазации масла Трубопровод для масла Шланги гофрированные диаметром 50 мм, резиновые диаметром 12,20 и 25 мм Маслоуказатель Переходные фланцы с патрубками Маслоподогреватель Аппарат АМИ-60 для испытания диэлектрической прочности масла Маслонасос производительностью 6 м3/ч Хомуты обжимные для шлангов Оборудование используется так- же при сушке трансформатора
179
Продолжение табл. П.1
Наименование Примечание
Сушка трансформатора Задвижка диаметром 125 мм Маслонасос Маслоподогреватель Фильтр Маслопроводы диаметром 125,100 и 36 мм Датчик вакуумметра Стрелочный вакуумметр Задвижка диаметром 125 мм Вакуум-провод диаметром 125 мм Вакуумный затвор 150 мм Ловушка Средневакуумный насос Вставка амортизационная Форвакуумный насос Разбрызгиватель Асбестовое полотно Провод ПР-95 Вакуумирование Вакуум-насос ВН-4г, ВН-бг, ВН-300 Оборудование используется также при сушке трансфор- матора
Вакуумный трубопровод с внутренним диаметром не менее 80 мм Гофрированный шланг для подсоеди- нения к вакуумметру и вводу Штуцера и шланги для подсоединения маслонаполненных вводов к вакуумной системе Охладительная колонка-ловушка для сбора конденсата Приборы для измерения остаточного давления Фильтры для очистки подсасываемого воздуха Бачок для слива масла со дна бака (при сушке трансформатора) Осмотр и ремонт отдельных узлов трансформатора Насос ручной БКФ-4 Манометр 0,3-0,5 МПа Можно кислородный шланг Можно ловушку для вымо- раживания
180
Продолжение табл.П.1
Наименование Примечание
Компрессор передвижной типа 0—38 А производительностью 0,5 мэ/ч с избыточным давлением 0,6 МПа Фильтр-пресс с маслоподогрева телем, подачей 1500—3000 л/ч Сварочный трансформатор Пульверизатор Шлифовальная плита Абразивный круг мелкозернистый Комплект слесарного инструмента Подсушка трансформатора Токо измерительные клещи Мегаомметры на 1000 и 2500 В Мосты МД-16, Р-6026, Р-595 Приборы ЕВ-3, ПКВ-7 Термометры Любое исполнение со шкалой от 0 до 150 "С
Комплект коммутационной аппаратуры с дистанционным управлением Выбирается в соответствии с параметрами намагничиваю- щей обмотки
Оборудование для заливки масла и вакуумная система Комплект оборудования для прогрева постоянным током -
Таблица П.2. Перечень оборудования для очистки и регенерации
трансформаторного масла
Тип Произво-
Наимен ование установки дитель- Примечание ность, л/ч
Установка для очист- УТМ ки трансформаторно- го масла передвижения 3000 Установка передвижная (на прицепе с кузовом). В со- став установки входят цент- рифуга и адсорбер
Установка передвиж- ПСМ-1-3000 ная сепараторная маслоочистительная 3000 Состоит из центрифуги, фильтр-пресса на 1,5 т/ч, подогревателя, вакуумного бачка с вакуум-насосом
181
Продолжение табл.П.2
Наименование
Тип
установки
Произво-
дитель- Примечание
ность, л/ч
Установка передвиж-
ная сепараторная
маслоочистительная
Установка передвиж-
ная для вакуумной
обработки и азотиро-
вания трансформатор-
ного масла
ПСМ-2-4
УВМ-1
4000
3000
Состав тот же, что и
ПСМ-1-3000
Установка двухкаскадная
Фильтр-пресс ФПР 2,8-315/20 5000 —
Установка для реге- нерации отработан- ных трансформатор- ных масел РМ-50-65 До 100 Регенерация отработанного масла может проводиться по двум методам: а) по методу ’кислота — земля” при кислотном чис- ле отработанного масла до 0,2 мг КОН/г; б) по методу ’’щелочь — земля” при кислотном числе более 0,2 мг КОН/г
Установка для реге- нерации отработан- ного трансформатор- ного масла РИМ-62 50-90 Регенерация масла с при- менением отбеливающей глины
Установка для реге- нерации отработан- ного трансформатор- ного масла Р-1000М 110-140 Регенерация масла осу- ществляется адсорбцион- ным методом: отбеливаю- щей землей в мешалке или силикагелем в ад- сорберах
Фильтр для очистки светлых нефтепро- дуктов ФГН-30 12 м3/ч* —
Цеолитовая установ- ка для осушки трансформаторного масла 3000
Цеолитовая установ- ка для осушки транс- форматорного масла (малогабаритная) 1100
182
Продолжение табл.П.2
Наименование Тип установки Произво- дитель- ность, л/ч Примечание
Вакуумно-адсорбци- онная установка для регенерации отрабо- танного трансформа- торного масла РТМ-200 200 Отработанное трансформа- торное масло предваритель- но сушится под вакуумом, за- тем регенерируется силика- гелем в адсорберах
Установка "Иней” для обработки твер- дой изоляции силовых трансформаторов ”Иней-1”, "Иней-1” Установка предназначена для удаления влаги из твердой изоляции трасфор- маторов под вакуумом с использованием выморажи- вателя, охлаждаемого твердой углекислотой ("сухим льдом”). "Иней-1” по сравнению с "Инеем-2” имеет вакуум- насос большей производи- тельности
Установка для осушки воздуха "Суховей” — Установка предназначена для подачи глубокоосушен-
него воздуха в трансформа-
тор при его ревизии. Осуш-
ка воздуха производится
цеолитом
* Для трансформаторного масла при температуре 20 °C.
Таблица П.З. Технические данные вакуум-насосов типов РМК, ВВН
Тип вакуум-насоса
Параметр _____________________________
РМК-2 РМК-3 РМК-4 ВВН-3 ВВН-6 ВВН-12
Подача, мэ/с 0,06 0,195 0,45 0,05 0,1 0,2
Остаточное предель- 10 4 4 10 5 3
ное давление, Па
Мощность электро- 10 30 75 7,5 17 22
двигателя, кВт
Масса, кг 114 593 1285 418 709 1055
Габаритные размеры,
мм:
длина 760 1310 1650 1370 1430 1865
ширина 416 515 670 1110 1150 1450
высота 360 810 1088 855 1000 1240
Таблица П.4. Технические данные механических вакуум-насосов
с масляным уплотнением
Параметр Тип вакуум-насоса
ВН-1МГ ВН-4Г ВН-7Г , ВН-6Г • ВН-300 ВН-500
Быстрота действия в интервале давле- ния 106—102 Па, л/с Остаточное давление, Па: 16,5 45 120 300 500
полное с газобал- ластом 7,3 133 133 133 133
полное без газобал- ласта 3 4 6,5 6,5 6,5
парциальное по воз- духу 0,4 0,65 1,33 1,33 1,33
Частота вращения, ротора, об/мин 500 500 360 260 210
Расход охлаждаю- щей воды, л/ч Воздуш- ное ох- лаждение 2300 3000 5500 6500
184
Продолжение табл. П.4
Параметр Тип вакуум-насоса
ВН-1МГ ВН-4Г, ВН-7Г ВН-6Г ВН-300 ВН-500
Количество масла ВМ-4 или ВМ-6, зали- ваемого в насос, л 3,8 16 55 80 85
Мощность электро- двигателя, кВт Габаритные разме- ры, мм: 2,8 7 20 40 55
длина 954 1370 1560 2075 2910
ширина 580 770 970 1510 1850
высота 745 1300 1790 1800 1535
Масса насоса с при- водом, кг 290 690 1557 1605 4226
Таблица П.5. Технические данные двухроторных вакуумных насосов
Параметр Тип насоса
ДВН-150 2 ДВН-500 3 ДВН-500 2 ДВН-1500 3 ДВН-1500
Быстрота действия в интервале давлений 120-130 500 500 1500 1500
1-6,6 Па, л/с Остаточное давление, Па: полное 0,66 0,4 0,4 0,53 0,53
парциальное по воздуху 2.6-10-2 6,6-Ю-2 6,6-Ю-2 6,6-Ю-2 6,6-Ю-2
Наибольше впускное давление, Па 6,6-Ю'2 133 266 133 266
Частота вращения ротора, об/мин 2860 2900 1450/2910 2910 145/2900
Расход охлаждающей воды, л/ч 70 Охлаждение Охлаждение 360 360
Количество масла ВМ-1, заливаемого в картер 0,22 воздушное 4,5 воздушное 4,5 —
насоса, л Мощность электродвигателя, кВт 2,8 7,5 6,1/7,3 10 8,3/10,2
Рекомендуемый форвакуумный насос ВН-1МГ ВН-4Г ВН-4Г ВН-6Г ВН-6Г
Габаритные размеры, мм: длина 627 1375 1420 1835 1865
ширина 240 600 660 580 580
высота 260 845 845 890 890
Масса, кг 45 565 600 830 870
Таблица П.6. Типы и основные параметры электронасосов серии МТ
(трансформаторные электронасосы)
Тип электро- насоса Подача, м3/ч Напор*, м Частота КПД, вращения, %, не Допусти- мый кави- тацион- ный запас, м, не более Пусковой ток, А, не более
об/мин менее
МТ16/10У1 МТ16/10ХЛ1 МТ16/10Т1 21
МТТ16/10-02 МТТ16/10ХЛ1 МТТ16/10Т1 16 10 3000 36 4,0 13
МТ16/10-1Т1 3600 35 5,0 22
МТТ16/10-102 14
МТ63/10У1 МТ63/10ХЛ1 МТ63/10Т1 10 1500 54 3,5 33
МТ63/10-1Т1 63 1800 52 4,0 34
МТ63/20У1 МТ63/20ХЛ1 МТ63/20Т1 20 3000 54 5,0 110
МТ63/20-1Т1 3600 50 6,0 120
МТ100/8У1 МТ100/8ХЛ1 МТ100/8Т1 8 1500 62 3,5 33
МТ100/8-1Т1 100 1800 55 4,5 34
МТ100/15У1 МТ100/15ХЛ1 МТ100/15Т1 15 3000 56 5,0 ПО
МТ100/18-1Т1 18 3600 52 6,0 120
* Предельное отклонение равно (+10 + -5) %.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.
М.: Энергия, 1977.
2. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. М.: СПО ОРГРЭС, 1976.
3. Нормы испытаний электрооборудования. М.: Атомиздат, 1978.
4. Сборник директивных материалов. Электротехническая часть. М.: СПО
’’Союзтехэнерго”, 1985.
5. Филиппишин ВЛ., Туткевич А.С. Монтаж силовых трансформаторов.
М.: Энергоиздат, 1981.
6. Цирель Я.А., Поляков В.С. Эксплуатация силовых трансформаторов на
электростанциях и в электрических сетях. Л.: Энергоатомиздат, 1985.
7. Лигпптейн Р.А., Шахнович М.И. Трансформаторное масло. М.: Энерго-
атомиздат, 1983.
8. Голодное Ю.М. Контроль за состоянием трансформаторов. М.: Энерго-
атомиздат, 1988.
9. Методические указания по обнаружению повреждений в силовых транс-
форматорах с помощью анализа растворенных в масле газов. М.: СПО ’’Союз-
техэнерго”, 1979.
10. Руководство по капитальному ремонту трансформаторов напряжением
110—750 кВ, мощностью 80 MB-А и более. М.: СПО ’’Союзтехэнерго”, 1982.
11. Инструкция по капитальному ремонту трансформаторов напряже-
нием 110—220 кВ, мощностью до 80000 кВ-А. М.: СПО ОРГРЭС, 1975.
12. Малевски Р-, Дувиль Дж., Беланже Г. Система диагностики изоляции
силовых трансформаторов высокого напряжения в эксплуатации И Транс-
форматоры. Переводы докладов СИГРЭ-86. М.: Энергоатомиздат, 1988. С. 7—20.
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие....................................................... 3
Глава первая. Технические характеристики. Основные элементы
конструкции трансформаторов....................................... 4
1. Номинальные данные и технические характеристики силовых
трансформаторов............................................... 4
2. Основные элементы конструкции трансформаторов............. 17
3. Особенности выбора трансформаторов........................ 42
Глава вторая. Транспортировка, хранение и монтаж трансформаторов 43
4. Подготовка трансформаторов к транспортировке ............. 43
5. Транспортировка, приемка, хранение и монтаж трансформатора 47
Глава третья. Организация эксплуатации трансформаторов........... 65
6. Эксплуатационная документация............................. 65
7. Схемы включения трансформаторов .......................... 66
8. Контроль режима работы трансформаторов. Порядок включения,
отключения и регулирования напряжения........................ 69
9. Периодические осмотры и контроль состояния трансформатора 75
10. Испытания трансформатора и профилактические работы, связан-
ные с его отключением........................................ 78
11. Испытания трансформатора без вывода из работы ............ 89
12. Комплексная оценка состояния трансформатора............... 94
13. Некоторые сведения о защите трансформаторов .............. 96
14. Нагрузочная способность трансформаторов................... 99
15. Параллельная работа трансформаторов ..................... 102
16. Особенности эксплуатации опытно-промышленных образцов
трансформаторов............................................. 103
Глава четвертая. Трансформаторные масла......................... 106
17. Свойства трансформаторного масла......................... 106
18. Область применения и порядок смешения трансформаторных
масел ...................................................... 114
19. Причины ухудшения трансформаторных масел в начальный пе-
риод эксплуатации........................................... 115
20. Влияние материалов, конструкции трансформатора и других
факторов на старение масел.................................. 116
21. Окисляемость трансформаторных масел. Присадки............ 118
22. Подготовка свежих трансформаторых масел.................. 120
23. Регенерация трансформаторных масел ...................... 124
24. Трансформаторное маслохозяйство. Хранение масла.......... 126
Глава пятая. Характерные повреждения трансформаторов............ 130
25. Повреждения обмоток и главной изоляции....................130
26. Повреждения устройств регулирования напряжения............134
27. Повреждения вводов........................................140
189
28. Повреждение системы охлаждения...........................
29. Повреждение системы защиты масла.........................
30. Прочие повреждения трансформаторов.......................
31. Расследование причин повреждения трансформаторов.........
Глава шестая. Ремонт трансформаторов............................
32. Текущий ремонт ..........................................
33. Типовой капитальный ремонт...............................
34. Определение необходимости сушки изоляции. Способы прогрева
и сушки трансформатора.......................................
35. Ремонт с заменой обмоток.................................
144
146
147
148
151
151
152
173
178
Приложение................................................... 178
Список литературы............................................ 188
Производственно-практическое издание
Могузов Владимир Федорович
ОБСЛУЖИВАНИЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Редактор Н.Н. Хубларов
Редактор издательства И.И. Лобысева
Художественные редакторы В.А. Гозак-Хозак, А.А. Белоус
Технические редакторы Н.М. Брудная, Г. С. Ефимова
Корректор Л.А. Гладкова
ИБ № 2262
Набор выполнен в издательстве. Подписано в печать с оригинала-макета 27.06.91.
Формат 60x88 1/16. Бумага ТИПОГр. № 2. Печать офсетная. Усл.печ.л. 11»76.
Усл.кр.-отт. 12,0. Уч.-изд-л. 11,32. Тираж 20 000 экз. Заказ 6317. Цена 1р.
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Отпечатано в ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Зна-
мени МПО ’’Первая Образцовая типография” Государственного комитета СССР
по печати. 113054, Москва, Валовая ул., 28.
В серии ’’Библиотека электромонтера”
готовятся к печати следующие книги:
Гордон С.В. Транспортные и такелажные работы на ли-
ниях электропередачи.
Елизаров Е.А., Лукин В.П. Наладка и эксплуатация
электроприводов постоянного тока буровых установок.
Зильберман ВЛ. Релейная защита сети собственных
нужд атомных электростанций.
Иноземцев Е.К. Предмонтажная ревизия и ремонт
электродвигателей АЭС.
Корнилович О.П. Техника безопасности при работе с
инструментами и приспособлениями.
Майборода ГЛ. Устройство телемеханики УТМ-7 для
систем управления в энергосистемах.
Панель высокочастотной направленной фильтровой
защиты ПДЭ-2802 / Я.С.Гельфанд, Н.А. Дони, А.И. Левнуш и др.
Певзнер Е.М., Яуре А.Г. Эксплуатация крановых тирис-
торных электроприводов.
Соколов Р.И. Эксплуатация и ремонт электродвигателей
с термореактивной изоляцией.
Толкачев ГЛ., Расторгуев В.Ф. Монтаж полимерной кабель-
ной арматуры.
Трунковский Л.Е. Электрические сети промышленных
предприятий.
Филатов АЛ. Переключения в электроустановках 0,4 -
10 кВ распределительных сетей.
Шабад МЛ. Максимальная токовая защита.
Шварцман А.З.Моя профессия - сельский электрик.
Ip.
им на
ttifPir fit^ет.пи»ос1м1