Эксплуатация силовых трансформаторов Осмотр трансформаторов

Осмотры трансформаторов являются средством визуального контроля их состояния при эксплуатации. Осмотры проводятся без отключения трансформаторов со следующей периодичностью: – главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала – 1 раз в сутки; – остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала – не реже 1 раза в месяц. Внеочередные осмотры трансформаторов производятся: – после неблагоприятных климатических воздействий, например после резкого изменения температуры окружающего воздуха; – после срабатывания газовой защиты на сигнал; – после отключения трансформатора газовой или дифференциальной защитой.

При осмотрах трансформаторов проверяются: – показания всех измерительных приборов (термометров, термосигнализаторов, мановакуумметров и других); – состояние внешней изоляции трансформатора (отсутствие трещин и сколов фарфора, степень загрязнения поверхности); – состояние ошиновки, кабельных вводов и доступных для наблюдения контактных соединений; – состояние фланцевых соединений маслопроводов и отсутствие течи масла; – наличие и уровень масла в расширителе и маслонаполненных вводах; – состояние контура заземления; – состояние маслоприемных устройств (гравийной засыпки); – при закрытой установке трансформаторов проверяется состояние помещения, исправность вентиляции, наличие средств пожаротушения.

Одним из показателей состояния трансформатора служит характер издаваемого им гула (прослушизвание ведется при отключенных вентиляторах). Не должно быть потрескиваний и щелчков, связанных с разрядами в баке трансформатора; гудение должно быть равномерным без периодических изменений уровня или тона.

Режимы работы трансформаторов Контроль режима осуществляется путем проверки нагрузки трансформатора, напряжения на обмотках, температуры масла и других параметров. - На подстанциях с постоянным дежурством персонала контроль осуществляется с периодичностью 1-2 часа с фиксирозванием параметров режима в суточной ведомости. - На подстанциях без постоянного дежурства персонала контроль режима трансформаторов осуществляется при каждом посещении подстанции оперативным персоналом, но не реже 1 раза в месяц.

Номинальным режимом трансформатора называется режим его работы при номинальном напряжении, номинальной нагрузке и температуре охлаждающей среды (воздуха) + 20 о С. Длительный номинальный режим является идеализированным (практически недостижимым) режимом. Однако считается, что в таком режиме трансформатор способен проработать установленный заводом-изготовителем срок службы.

Нормальным называется режим работы трансформатора, при котором его параметры отклоняются от номинальных в пределах, допустимых стандартами, техническими условиями и другими нормативными документами. При нагрузке, не превышающей номинальную, допускается продолжительная работа трансформатора при повышении напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10 % сверх номинального напряжения данного ответвления.

Напряжение на любой обмотке не должно быть выше наибольшего рабочего напряжения Uраб max, определяемого надежностью работы изоляции и нормируемого ГОСТ Uном = 6, 10 кВ Uраб max = 1,2 Uном, Uном = 35, 110 кВ Uраб max = 1,15 Uном, Uном = 220 кВ Uраб max = 1,1 Uном.

Допускается режим параллельной работы трансформаторов при условии, что ни один из них не будет перегружен. Для этого должны выполняться следующие условия: – группы соединений обмоток трансформаторов должны быть одинаковыми; – соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3; – отличие коэффициентов трансформации не более чем на 0,5 %; – отличие напряжений короткого замыкания не более чем на 10 %; – произведена фазировка трансформаторов.

При параллельной работе трансформаторов и переменном графике их суммарной нагрузки возможна оптимизация количества работающих трансформаторов в течение суток. Критерий оптимальности - минимум потерь активной мощности.

Режим регулирования напряжения. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) должны работать, как правило, в автоматическом режиме. Допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления. На трансформаторах с переключением без возбуждения (ПБВ) правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться два раза в год – перед зимним максимумом и летним минимумом нагрузки.

Аварийные режимы. При отключении трансформатора защитой, не связанной с его внутренними повреждениями, например, максимальной токовой защитой, трансформатор может быть вновь включен в работу. При отключении трансформатора защитами от внутренних повреждений (газовой, дифференциальной) этот трансформатор включается в работу только после осмотра, испытаний, анализа масла, анализа газа из газового реле и устранения выявленных дефектов.

Аварийный вывод трансформатора из работы осуществляется: – при сильном и неравномерном шуме или потрескиваниях внутри бака трансформаторы; – ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке, не превышающей номинальную, и нормальной работе устройств охлаждения; – выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы; – течи масла или уменьшении уровня масла ниже уровня масло мерного стекла в расширителе.

Наиболее подверженным процессу старения элементом трансформатора является целлюлозная изоляция обмоток, фактически определяющая ресурс (срок службы) трансформатора. Основным фактором, влияющим на старение изоляции, является ее нагрев, обуславливающий термический износ изоляции. Существует так называемое 6-градусное правило: увеличение температуры изоляции на 6 градусов сокращает срок ее службы вдвое. Это правило справедливо в диапазоне температур о С. Режим перегрузки трансформаторов

Перегрузки, обусловленные неравномерным суточным графиком нагрузки трансформатора, называются систематическими. Перегрузки, обусловленные аварийным отключением какого-либо элемента системы электроснабжения, называются аварийными перегрузками.

Естественная циркуляция масла в трансформаторе (а) и тепловая диаграмма трансформатора (б) Температура охлаждающего воздуха Θа Превышение температуры масла над температурой воздуха Δθоа Превышение температуры обмотки над температурой масла Θ ho

Распреде- лительные Средней мощности Режим систематических перегрузок: предельная перегрузка, о.е. предельная температура наиболее нагретой точки обмотки, Θ h max, о С предельная температура масла в верхних слоях, Θ о max, о С 1, , Режим продолжительных аварийных перегрузок: предельная перегрузка, о.е. предельная температура наиболее нагретой точки обмотки, Θ h max, о С предельная температура масла в верхних слоях, Θ о max, о С 1, , Предельные значения для распределительных трансформаторов (мощность до 2,5 МВ. А и напряжение до 35 кВ) и трансформаторов средней мощности (до 100 МВ. А)

Эксплуатация трансформаторного масла Трансформаторное масло выполняет в трансформаторе три основные функции: - изолирует находящиеся под напряжением узлы активной части; - охлаждает нагревающиеся при работе узлы активной части; - предохраняет твердую изоляцию обмоток от увлажнения.

Эксплуатационные свойства масла и его качество определяются химическим составом масла. При каждом осмотре трансформаторов проверяется температура верхних слоев масла, контролируемая по термометрам или термосигнализаторам. Эта температура не должна превышать 95 оС. В противном случае нагрузка трансформатора должна быть снижена.

Состояние масла оценивается по результатам испытаний, которые в зависимости от объема делятся на три вида. 1. Испытания на электрическую прочность. 2. Сокращенный анализ. 3. Полный анализ.

Испытания на электрическую прочность. Здесь определяется пробивное напряжение масла U пр, визуально (качественно) определяется содержание механических примесей и влаги. Электрическая прочность - одна из основных характеристик диэлектрических свойств масла. Испытания масла на электрическую прочность проводятся в стандартном маслопробойнике, представляющем собой фарфоровый сосуд 1, в который вмонтированы два плоских электрода 2.

Стандартный маслопробойник

Масло заливается в маслопробойник и отстаивается в течение 20 минут для удаления из него воздушных включений. Напряжение на электродах масло пробойника плавно повышается до пробоя масла. С интервалом 10 мин. выполняются шесть пробоев. Первый пробой не учитывается, а среднее арифметическое пяти других пробоев принимается за пробивное напряжение масла. Снижение пробивного напряжения свидетельствует об увлажнении масла, наличии в нем растворенного воздуха, загрязнении масла волокнами от твердой изоляции и другими примесями.

Показатель Оборудо- Свежее Регенерир. Эксплуатац. масло масла звание, U ном, кВ масло Норм.доп.пред.доп. U пр, кВ до 35 до кисло.число, мг КОН/г до 2200,020,050,10,25 т-ра вспышки, о С до *125

Сокращенный анализ масла. Здесь дополнительно к п.1 определяются температура вспышки масла и кислоотное число. Температура вспышки паров масла в закрытом тигле характеризует фракционный состав масла и служит для обнаружения в трансформаторе процессов разложения масла. Кислотное число – это количество едкого кали (КОН), выраженное в мг и необходимое для нейтрализации кислоот, содержащихся в 1 г масла. Старение масла сопровождается увеличением в нем содержания кислоотных соединений, поэтому кислоотное число характеризует степень старения масла.

Полный анализ масла. Здесь дополнительно к п.2 определяются, количественное определение влаги и механических примесей, тангенс угла диэлектрических потерь tgδ, содержание водорастворимых кислоот и щелочей, содержание антиокислоительных присадок, температура застывания, газосодержание и другие показатели.

Величина диэлектрических потерь (tgδ) характеризует степень загрязнения и старения масла. Влагосодержание тщательно контролируется при эксплуатации трансформаторного масла. Ухудшение этого показателя характеризует нарушение герметичности трансформатора или его работу в недопустимом нагрузочном режиме. Увеличение газосодержания (кислоорода воздуха) приводит к интенсификации окислоительных процессов в масле. Этот показатель косвенно характеризует и герметичность трансформатора. Температура застывания актуальна для масла, эксплуатируемого в районах крайнего севера.

Различают масло свежее, регенерированное (восстановленное) и эксплуатационное. Характеристики свежего и регенерированного масла практически не отличаются. Для эксплуатационного масла установлены нормально допустимые и предельно допустимые показатели качества.

Для определения показателей масла берется его проба в сухую, чистую, стеклянную емкость вместимостью около 1 л с притертой стеклянной пробкой. Масло берется из нижних слоев через специальный сливной кран. Предварительно сливается некоторое количество масла (2…3 л) для ополаскивания стеклянной емкости. Периодичность отбора проб масла соответствует периодичности текущих ремонтов трансформатора.

Непосредственный контакт масла с атмосферным воздухом приводит к насыщению масла влагой и кислоородом. В результате уменьшается электрическая прочность масла, ускоряются окислоительные процессы в масле (масло стареет). Для замедления процессов увлажнения и старения масла в него добавляют антиокислоительные присадки, а в конструкции трансформатора предусматривают специальные устройства: термосифонные фильтры, воздухоосушители, пленочную и азотную защиты.

Антиокислоительные присадки способствуют поддержанию требуемого качества масла длительное время, а также защищают другие изоляционные материалы трансформатора.Срок службы масла с такими присадками увеличивается в 2…3 раза. Стоимость присадок относительно невелика. Добавку присадок выполняют раз в 4…5 лет. Примером антиокислоительной присадки служит технический пирамидон в количестве 3% от массы масла

Термосифонный фильтр предназначен для поглощения влаги и продуктов окислоения и старения масла в процессе эксплуатации. Количество адсорбента в фильтре составляет около 1% массы масла. Насыщенный влагой адсорбент удаляется через бункер 4, а через бункер 3 загружается свежий адсорбент. Использованный адсорбент регенерируется нагрезванием до температуры 400…500 о С. Насыщение адсорбента влагой контролируется по изменению его окраски. В частности, добавка к силикагелю хлористого кобальта обуславливает его голубую окраску. Появление розовой окраски является признаком насыщения силикагеля влагой и продуктами старения масла.

Термосифонный фильтр (а), принципиальные схемы пленочной(б) и азотной (в) защит масла а) б) в)

Принцип пленочной защиты заключается в герметизации масла за счет установки внутри расширителя 2 эластичной емкости 1, предназначенной для компенсации температурного изменения объема масла. Эта емкость плотно прилегает к внутренней поверхности расширителя и масла, обеспечивая герметизацию последнего от окружающей среды. Внутренняя полость эластичной емкости соединена с окружающей средой через воздухоосушитель 3, препятствующий конденсации влаги внутри емкости. Патрубок 4 соединяет расширитель с баком трансформатора.

Азотная защита заключается в заполнении надмасленного пространства 1 герметичного расширителя сухим азотом. Компенсация температурных изменений объема масла осуществляется за счет связи надмасляного пространства с мягким резервуаром 2.

Несмотря на все применяемые защиты, в процессе длительной эксплуатации масло увлажняется и стареет. При приближении показателей масла к предельно допустимым его подвергают регенерации (восстановлению). На специальных установках масло - центрифугируют, - фильтруют, - сушат, - дегазируют.

При центрифугировании из масла удаляются твердые механические примеси и частично влага, имеющие большую плотность, чем масло. При фильтровании масло продавливается через пористую среду (картон, бумагу), в которой задерживаются нерастворимые примеси и частично влага. Глубокая сушка масла выполняется распылением в вакууме или на цеолитовых установках, в которых масло фильтруется через слой молекулярных сит - цеолитов, задерживающих молекулы воды, но пропускающих молекулы масла. Растворенный в масле кислоород удаляют в специальных дегазационных установках.

Сложности эксплуатации трансформаторного масла: защита от окружающей среды, периодический контроль состояния, испытания, регенерация – обусловили широкое использозвание в распределительных сетях 6…35 кВ трансформаторов герметичного исполнения (ТМГ), изготавливаемых с номинальной мощностью до 1600 кВ. А. Эти трансформаторы полностью заполнены маслом и не имеют расширителя. Температурные изменения объема масла воспринимаются гофрированным баком. В трансформаторах ТМГ контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует, что исключает его увлажнение, окислоение и шламообразозвание. Масло практически не меняет своих свойств в течение всего срока службы трансформатора. Поэтому при эксплуатации таких трансформаторов отсутствует необходимость периодического взятия проб и испытаний масла.

В настоящее время альтернативой трансформаторному маслу являются жидкие диэлектрики Midel 7131, Софексил ТСЖ и другие. Экологически чистый диэлектрик Midel 7131 (пробивное напряжение 55 кВ, кислоотное число 0,02 мг КОН/г, температура вспышки 257 о С) применяется там, где требуется высокая пожаробезопасность – в жилых, служебных, некоторых производственных помещениях. Явным преимуществом Софексил ТСЖ является низкая температура застывания -75 o C. Температура застывания стандартного трансформаторного масла -45 o C.

Хроматографический анализ газов, растворенных в трансформаторном масле Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев

Основными газами, характеризующими определенные виды дефектов в трансформаторе, являются: водород Н 2, ацетилен С 2 Н 2, этан С 2 Н 6, метан СН 4, этилен С 2 Н 4, окись СО и двуокись СО 2 углерода. Водород характеризует дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен – перегрев активных элементов; этан – термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С; этилен – высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С; окись и двуокись углерода – перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.

1. Перегревы токоведущих частей и элементов конструкции магнитопровода. Основные газы: этилен или ацетилен. Характерные газы: водород, метан и этан. Если дефектом затронута твердая изоляция, заметно возрастают концентрации окиси и двуокиси водорода.

Перегрев токоведущих частей может определяться: выгоранием контактов переключающих устройств; ослаблением крепления электростатического экрана; ослаблением и нагревом контактных соединений отводов обмотки низкого напряжения или шпильки проходного изолятора ввода; лопнувшей пайкой элементов обмотки; замыканием проводников обмотки и другими дефектами.

Перегрев элементов конструкции магнитопровода может определяться: неудовлетворительнойизоляцией листов электротехнической стали; нарушением изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок с образозванием короткозамкнутого контура; общим нагревом и недопустимыми местными нагревами от магнитных полей рассеяния в ярмовых балках, бандажах, прессующих кольцах; неправильным заземлением магнитопровода и другими дефектами.

2. Дефекты твердой изоляции. Эти дефекты могут быть вызваны перегревом изоляции от токоведущих частей и электрическими разрядами в изоляции. При перегреве изоляции от токоведущих частей основными газами являются окись и двуокись углерода, их отношение СО 2 /CO, как правило, больше 13; характерными газами с малым содержанием являются водород, метан, этилен и этан; ацетилен, как правило, отсутствует.