Автор: Могузов В.Ф.
Теги: электротехника электрические машины и аппараты электронно-и аппаратостроение электроника электричество трансформаторы
ISBN: 5-283-01100-3
Год: 1992
Текст
}:' '7 ,) !и ) ,., f1
() \. , .) ;7\- .
Iiiiiiiii
I n БИБЛИОТЕКА
. ЭЛЕКТРОМОНТЕРА
\ '
.e. :: .. ........
'.
i . ..... . .,., .:::4( ....'"...
../1(Wiy:.......:
.......Т. \.\ . ::.:.:.\-.:.. \
.....:;.":.:. .......:/ : ../. :':.
.:....... ." .... ......:.... ::="
В. Ф. моrУзов
ОБСЛУЖИВАНИЕ
СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
" ." 'Ч
' "
r< н рол
fj
&.а БИБЛИОТЕКА ЭЛЕКп>ОМОИТЕРА
C'J\
'
Выпуск 627
Основана в 1959 zоду
В. Ф. моrУзов
ОБСЛУЖИВАНИЕ
СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
I . . .. . . . ...............'"1
I пт / (; рrоl
: ':..' t' "':11 .;I6(fl,!:/tJj I
. . ,.. . '/'; .. . . \ ./.,,- ,
. .. ..
00
МОСКВА
ЭНЕРrОАТОМИЗДАТ
1991
ББК 31.261.8
М74
УДК621.314.222.6
Редакционная коллеrия серии:
В.Н. Андриевский, С.А. Бажанов, М.С. Бернер, Л.Б. rодrельф,
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
М74
Моryзов В.Ф.
Обслуживание силовых трансформаторов. М.:
Энерrоатомиздат, 1991. 192 с.: ил. (Б-ка электро
монтера; Бып. 627).
ISБN 5-28З-О1l00 3
Рассматриваются основные вопросы обслуживания силовых
трансформаторов: особенности конструкции;- транспортировка,
хранение и монтаж; орrанизация и проведение работы по эксплуата
ции; эксплуатация трансформаторных масел; характерные повреж
дения, обнаружение и предупреждение их; орrанизация и прове-
дение ремонтов.
Для злектромонтеров и электротехников, обслуживаюIЦИХ элек-
троустановки злектростанций и подстанций.
'; а _ ..
. O .
ББК 31.261.8
м
220 23
051(01)-91
96-90
ISБN 5-283 ОI100-З
@Автор, 1991
ПРЕДИСЛОВИЕ
Силовые трансформаторы широко распространены и исполь-
зуются в различных отраслях народноrо хозяйства.
Рост напряжения и единичной мощности, внедрение быстро-
действующих устройств реrулирования, переход на rерметич-
ную конструкцию, а также внедрение проrрессивных способов
защиты масла привели к изменению технолоrии монтажа
трансформаторов и к совершенствованию приемов их обслу-
живания. В энерrосистемах эффективно при меняются про-
rрессивные способы диаrностики, позволяющие определять
состояние трансформатора без вывода ero из работы.
В предлаrаемой брошюре рассмотрены вопросы обслужи-
вания силовых трансформаторов общеrо 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 книrе просьба направ-
лять в Энерrоатомиздат по адресу: 113114, Москва, М-114,
Шлюзовая наб., 10.
Автор
rлава 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
rpYnnbI (rабариты), приведенные в табл.l.
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 общеrо назначения и
специальные: преобразовательные, электропечные и др.
В зависимости от вида охлаждения различают сухие, Mac
ляные и трансформаторы с неrорючим жидким диэлектри-
т а б л и ц а 1. rpymIbl (raбариты) сиповьа: транСФОРматоров
Номер
I'абарита
Диапазон мощностей, кВ.А
Класс напряжения, кв
1
Н
1Il
1V
V
V1
VH
VlIl
VIll
До 100
От 100 до 1000
От 1000 до 6300
Свыше 6300
До 40000
От 40000 до 80000
От 80000 до 200000
Свыше 200000
Независимо от мощности
для ЛЭП ПОСТОЯННОl'о тока
До 35
До 35
До 35
До 35
От 35 до 110
До 330
До 330
До 330 и выше
Независимо от напряжения
4
ком. В брошюре рассматривают силовые масляные трансфор
маторы общеrо назначения открытой установки как наиболее
широко распространенные в эксплуатации.
Условное обозначение различных типов трансформаторов
составляют по следующей структурной схеме:
Х Х I Х ХХ
111L : , oe иmоли. . и rerop p.,....,.,
fод разработки КОНСТУРКllИИ (в период 19б5 1985 [т.)
Класс напряжения стороны ВН, кВ
Номинальная мощность трансформатора, кВ.А
Буквенная часть обозначения типа трансформатора
В буквенную часть обозначения типа трансформатора
общеrо назначения MorYT входить следующие буквы:
А атотрансформатор;
О или Т однофазный или трехфазный трансформатор;
р расщепленная обмотка НН;
М вид охлаждения трансформатора с естественной llИРКУЛЯllией воздуха
и естественная llИРКУЛЯllИЯ масла; ди принудительная llИРКУЛЯllИЯ
воздуха и масла; и принудительная llИРКУЛЯllИЯ воды и масла; НДи и
Ни направленный поток масла в системах ди и и;
т (после обозначения вида охлаждения) трехобмоточный трансформатор;
Н трансформатор с устройством реrулирования напряжения под наrpуз
кой (РПН);
с исполнение трансформатора собственных нуЖд злектростанllИЙ.
Для автотрансформаторов классов напряжения
или НН свыше ЗS кВ после класса напряжения
через косую черту указывают класс напряжения
или НН.
Номинальная мощность и класс напряжения указываются
через дефис после буквенноrо обозначения в виде дроби, в
числителе которой номинальная мощность в киловольт
амперах, в знаменателе класс напряжения в киловольтах.
Примеры условных обозначений: TM-I000/I0 74YI трехфаз-
ный двухобмоточный трансформатор с естественным масля
ным охлаждением, номинальная мощность 1000 кВ.А, класс
напряжения 10 кВ, конструкция 1974 r., для района с уме-
ренным климатом, для установки на открытом воздухе;
ТРДНС 2S000/ЗS-74Тl трехфазный двухобмоточный TpaHC
форматор с расщепленной обмоткой НН, с принудительной
циркуляцией воздуха в системе охлаждения, с РПН, для
стороны
стороны
стороны
СН
ВН
СН
5
собственных нужд электростанций, номинальная мощность
25 МВ.А, класс напряжения 35 кВ, Конструкция 1974 r., тpo
пическоrо исполнения, для установки на открытом воздухе;
ТU 1000000/500 83ХЛl трехфазный двухобмоточный транс-
форматор с Принудительной циркуляцией масла и воды в
системе охлаждения, номинальная Мощность 1000 МВ.А,
класс напряжения 500 кВ, Конструкция 1983 r., 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, изrотовленных по основному стан-
дарту на трансформаторы rOCT 11677 5, rOCT 11677 75,
rOCT 11677----85, буква А стоит впереди всех символов, Ha
пример: AoдиTH 417000/750/500 73Yl однофазный трехоб-
моточный автотрансформатор номинальной (проходной)
мощностью 417 МВ.А, класс напряжения ВН 750 кВ, СН 500 кВ,
остальные символы расшифровываются так же, как и в пре
дыдущих примерах.
В конце 50 x rодов, коrда в СССР впервые появились мощные
силовые автотрансформаторы 220/110, 400/220, 400/110,
500/220, 500 110 кВ, и в начале 60 x rодов производили aBTO
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-
лаrали между обмотками СН и ВН, по точной терминоло-
rии между общей и последовательной обмотками.
Автотрансформа торы второй модификации Понижаю-
щей, с буквой А впереди всех символов (как и в новых aBTO
трансформаторах) служат для Понижения напряжения,
например С 220 до 110 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
вспомоrательные функции.
Пример обозначения повышающей модификации:
тдuтrА 120000/220, понижающей Атдuтr 120000/220.
(Буква r обозначала rрозоупорный, она отменена по мере
внедрения rOCT 11677 5, так как все трансформаторы и
автотрансформаторы 110 кВ и выше имеют rарантирован
ную стойкость при rрозовых перенапряжениях.) В эксплу-
б
атации 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, rц; род установки (наружная или внутренняя);
номинальная мощность, кВ.А, для трехобмоточных тран-
сформаторов мощность каждой обмотки; схема и rруппа
соединения обмоток; напряжения на номинальной ступени и
напряжения ответвлений обмоток, кВ, номинальные токи,
А; напряжение KopoTKoro замыкания в процентах (фак-
тически измеренное); способ охлаждения трансформато-
ра; полная масса трансформатора, масла и активной части, т.
Основными характеристиками трансформатора являют-
ся прежде Bcero напряжение обмоток и передаваемая
трансформатором мощность. Передача мощности от одной
обмотки к друrой ПрОИ,сходит электромаrнитным 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
наrрузки за счет падения напряжения в трансформаторе,
которое определяется сопротивлением KopoTKoro замы-
кания. Потери мощности в трансформаторе и напряжение
KopoTKoro 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 холостоrо хода (ХХ) и потерь KopoTKoro замы-
кания (КЗ). При холостом ходе (наrрузка не присоединена),
Коrда ток протекает только по обмотке, присоединенной к
источнику питания, а в друrих обмотках тока нет, мощность,
потребляемая от сети, расходуется на создание маrнит-
Horo потока холостоrо хода, т .е. на намаrничивание мar-
нитопровода, состоящеrо из листов трансформаторной стали.
Поскольку переменный ток изменяет свое направление,
то направление маrнитноrо потока также меняется. Это
7
значит, что сталь намаrничивается и размаrничивается
попеременно. При изменении тока от максимума до нуля
сталь размаrничивается, маrнитная индукция уменьшает-
ся, но с некоторым запаздыванием, т .е. размаrничивание
задерживается (при достижении нулевоrо значения тока
индукция не равна нулю точка N на рис. 1). Задержива-
ние в перемаrничивании является следствием сопротив-
ления стали пере ориентировке элементарных маrнитов.
Как видно из рис. 1, кривая намаrничивания при пере-
мене направления тока образует так называемую петлю
rистерезиса, которая различна для каждоrо сорта стали и
зависит от максимальной маrнитной индукции В тах ' Пло-
щадь, охватываемая петлей, соответствует мощности, за-
трачиваемой на намаrничивание. Так как при перемаr-
ничивании сталь наrревается, электрическая энерrия,
Подводимая к трансформатору, преобразуется в тепловую
и рассеивается в окружающее пространство, Т.е. безвоз-
вратно теряется. В этом физичес и и заключаются потери
мощности на перемаrничивание.
Кроме потерь на rистерезис при протекании маrнит-
Horo потока по маrнитопроводу возникают потери на
вихревые токи. Как известно, маrнитный поток индукти-
рует электродвижущую силу (ЭДС), создающую ток не
только в обмотке, находящейся на стержне маrнитопро-
вода, но и в самом ero металле. Вихревые токи протекают
по замкнутому контуру (вихревое движение) в месте ста-
ли в направлении, перпендику лярном направлению Mar-
нитноrо потока. Для уменьшения вихревых токов маrни-
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
наrревают маrнитопровод. Для уменьшения вихревых
токов, потерь и HarpeBOB увеличивают электрическое со-
противление стали путем введения в металл присадок.
В любом трансформаторе расход материалов должен
быть оптимальным. При заданной индукции в маrнито-
проводе ero rабарит определяет мощность трансформатора.
Поэтому стараются, чтобы в сечении стержня маrнитопро-
вода было как можно больше стали, Т.е. при выбранном
наружном размере коэффициент заполнения k з должен
8
Рис. 1. Петля rистерезиса
(зависимость индукции В
от тока намаrничивания
l)
в
[(H)
В тах
м
[(Н)
I тax
. B
быть наибольшим. Это достиrается применением наиболее
TOHKoro слоя изоляции между листами стали. В настоящее
время применяется сталь с тонким жаростойким покры-
тием, наносимым в процессе изrотовления стали и дающим
возможность получить k з == 0,95+0,96.
При изrотовлении трансформатора вследствие различных
технолоrических операций со сталью ее качество в rотовой
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 маrнитопровода без шпилек).
. Для снижения потерь ХХ применяется не только сталь
более BblcOKoro качества, но и более современная конструк-
ция маrнитопровода.
Кроме потерь ХХ существуют потери KopoTKoro замы-
кания потери К3. В работающем трансформаторе ток,
как правило, не равен номинальному и вместо потерь К3
имеют место так называемые наrрузочные потери, кото-
рые при номинальном токе равны потерям К3, а при друrих
значениях тока получаются пересчетом пропорционально
квадрату тока. Наrрузочные потери это тепловые поте-
ри в обмотках от протекания по ним токов наrрузки и до-
бавочные потери в обмотках и в элементах конструкции
трансформатора. Добавочные потери зависят в основном
от напряженности маrнитноrо 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 (ле имеющее ферромаrнитных
деталей), а также через ферромаrнитные элементы кон-
струкции: стенки бака, ярмо вые балки ("консоли"), прес-
сующие кольца и др.
Блаrодаря отклонению потока рассеяния от направления
оси обмотки часть ero пересекает витки обмотки в радиаль-
ном направлении. Радиальный поток Проходит перпендику-
лярно большему размеру сечения провода витков, в проводе
наводится существенная вихревая эде, и возникает замет-
ный вихревой ток, который вызывает дополнительный
HarpeB провада. Особенно резко это внражается у крайних
витков и катушек обмоток в ряде крупных трансфор-
маторов старой конструкции. Расчетами показано, что в
концевых катушках добавочные потери в ряде случаев
MorYT превышать основные тепловые потери в 3--4 раза.
Вследствие Toro что обмотки НН, рассчитанные на больший
ток, выполняются из мноrих параллельных проводников,
отдельные проводники занимают в маrнитном поле раз-
личное положение и имеют несколько различную длину.
Поэтому в отдельных проводниках возникают неодинако-
вые эде 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 друrих, за счет большеrо их сопро-
тивления. А так как выбор сечения проводников ведется
из расчета одинаковой плотности тока, то в результате
перераспределения тока в ряде проводников получается
I
большая плотность тока и, следовательно, HarpeB больше
расчетноrо и больше местные тепловые потери.
Поле рассеяния, как было сказано, замыкается через
ферромаrнитные части Конструкции, расположенные вблизи
обмоток. Таковыми являются стенки бака трансформато-
ра, прессующие элементы стержней маrнитопровода и
крайние пакеты активной стали, ярмо вые балки и прес-
сующие кольца обмоток и некоторые друrие. Из-за местных
концентраций напряженности маrнитноrо поля возникают
местные HarpeBbl, достиrающие высоких значений, что
приводит к местным neperpeBaM 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 MorYT Harpe-
ваться чрезвычайно сильно. Чтобы исключить нежелатель-
ные переrревы, стенки бака мощных трансформаторов
изнутри имеют шунты (пакеты, набранные из полос электро-
технической стали). Крайние пакеты стержней маrнитопро-
вода, через которые поток рассеяния проходит в перпенди-
кулярном направлении, в процессе работы трансформатора
также способны сильно наrреваться вихревыми потоками,
и местные HarpeBbI MorYT достичь недопустимых пределов.
Такому же HarpeBY подвержены стяжные пластины, связы-
вающие верхние и нижние ярмовые балки у бесшпилечной
конструкции маrнитопровода. Прессующие кольца обмоток,
изrотовленные из конструктивной стали, и нижние ярмо-
вые балки также являются узлами сосредоточения потерь
и тем самым опасных переrревов.
Снижения потерь К3 достиrают за счет уменьшения
добавочных потерь, так как снизить тепловые (джоулевы)
потери в обмотках за счет снижения плотности тока в сило-
вых трансформаторах обычно невыrодно (повышается рас-
ход ме,'J;И и т.п.), а в наиболее крупных трансформаторах
увеличить сечение меди почти не удается из-за транспорт-
ных оrраничений.
Снижение добавочных потерь в обмотках достиrается
различными конструктивными решениями.
Наиболее эффективным считается применение для
намотки мноrожильноrо транспонирования провода с боль-
шим числом отдельнЫх изолированных жил. В этом случае
кроме уменьшения высоты проводника отдельные провод-
ники меняют местами (транспозиция), и этим достиrается
снижение циркулирующих токов в параллельных провод-
никах. Электродинамическая стойкость таких обмоток при
К3 несколько ниже, чем у обычных обмоток. Этот недостаток
в последние rоды устранен путем склейки параллельных
жил транспонированноrо провода.
Концевые катушки делают расщепленными по высоте
и состоящими из двух параллельных катушек меньшей высоты.
Добавочные потери в стенках бака уменьшают при мене-
нием маrнитноrо экранирования бака шунтами, набранными
из полос трансформаторной стали. Поток рассеяния замы-
кается по этим шунтам, имеющим меньшее маrнитное
11
сопротивление и меньшие удельные потери, чем KOHcтpyK
ционная сталь бака, и не попадает в стенку бака. Для сни
жения добавочных потерь прессующие элементы и стяж-
ные пластины стержня вЫПолняют из диамarнитных ста-
лей. Снижение потерь в ярмовых балках и прессующих
кольцах обеспечивается применением мarнитных шунтов,
экранирующих полки балок. уменьшением размеров колец,
а также применением неметаллических деталей. у стране-
ние потерь от циркулирующих токов через распорные уст-
ройства достиrнуто применением иЗОЛЯционных прокладок
на пятах распорных домкратов.
Установка маrнитных шунтов на ярмовых балках снижает
потери в них на 60 70 %, а в прессующих кольцах на 50 %.
Рассмотрим физический смысл напряжения короткоrо
замыкания и к . Основной составляющей трансформато
ров III УIII rабаритов является индуктивная составляю-
щая U s ' равная Ix K , rде х к индуктивное сопротивление
KopoTKoro замыкания.
При номинальной мощности более 10 МВ.А, пренебреrая
активной составляющей и а , можно принять, что и а , % == U S ' %,
и ZK' ОМ == Х к ' Ом.
Индуктивная составляющая падения напряжения зависит
от мощности трансформатора и rеометрических размеров
обмоток (диаметра, канала между обмотками, высоты
обмоток, ширины канала между обмотками) и ЭДС витка
обмотки. С одной стороны, исходя из Toro что реактивное
сопротивление трансформатора определяет падение напря-
жения в нем, целесообразно иметь ero по возможности
не большим, но, с друrой стороны, при малом реактивном
сопротивлении увеличивается ток KopoTKoro замыкания
(КЗ) через трансформатор. Это, во-первых, влечет необ-
ходимость расчета и изrотовления 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-
rосистеме должно быть выбрано оптимальное значение
и к . В трансформаторах I III rабаритов принимают и к == 4,5 7,5 %,
в серии двух обмоточных трансформаторов 110 кВ мощностью
2,5 70 МВ.А (с РПН) и к == 1 0,5 11 %, в повышающих трансфор-
12
маторах 220 750 кВ оно равно 11 15 %, а автотрансформаторах
220 750 кВ (см. ниже) HeMHoro меньше.
В трехобмоточных. трансформаторах, естественно, получаются
три значения парных и к разных сочетаний обмоток, напри
мер в серии трехобмоточных трансформаторов 6,3----80 МВ.А,
110 кВ, с РПН: ДЛЯ основных ответвлений нормированы три
значения и к . При расположении обмоток на стержне в по-
следовательности HH....cH BH значения и к равны: для пары
обмоток, раСПОJlсженных первоУ и второй от стержня, т.е
НН и СН, около 6 %, для наружной :lapbI, т .е. СН и ВН,
около 10,5 %. для пары НН и НН 17 %. В стандартах норми
рованы также значения и к всех пар обмоток при крайних
ответвлениях РПН.
В число реrламентированных стандартами и технически-
ми условиями характеристик трансформатора входит ток
холостоrо хода. Ток холостоrо хода невелик по сравнению с
номинальным током наrрузки трансформатора и составляет
в новых крупных трансформаторах от 0,2 до 0,5 % номиналь-
Horo тока, а в старых тарнсформаторах 1 и II rабаритов
до 10 %. Ток ХХ определяется качеством стали, конструк-
цией маrнитопровода (например, конфиrурацией стыков)
и качеством изrотовления маrнитопровода.
В эксплуатации нашли широкое применение автотранс-
форматоры напряжением 220 кВ и выше, причем изrотов-
ляются, как правило, трехобмоточные автотрансформаторы,
т .е. такие, у которых кроме обмоток, связанных электриче-
ски, имеется обмотка, связанная маrнитно. Обычно это
обмотка низшеrо напряжения, предназначенная либо
для присоединения ('енератора (на электростанциях) или
синхронноrо компенсатора (на подстанциях), либо для
питания местных потребителей на напряжениях до 35 кВ.
Широкое распространение автотрансформаторов объясняет-
ся экономическими выrодами в основном меньшими зат-
ратами материалов при их изrотовлении 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 СН1 2 , а
разность токов
100 == 12 11'
(1)
13
[, ,
W ,
и, W, А т
W z
Х х
Рис. 2. ПРинципиальная схема автотрансфор
матора и токи в нем
I
rде 100 ток общей обмотки; 11 ток стороны ВН. Блаrодаря
этому сечение медных ПРОВОДников общей обмотки снижа
ется. Это снижение ПрИНЯто характеризовать коэффициен-
том выrодности 0::
о:
12 11
12
l
11
12
l
1
К
(2)
rде К == и 1 /и 2 коэффициент трансформации ВН/СН.
В свою очередь обмотка ВН (а по строrой терминолоrии
последовательная обмотка или по) имеет неполное число вит
ков W 1 вместо полноrо числа витков W 1 == wi + W2 блаrодаря TO
му, что часть напряжения ВН создается непосредственно
электрическим соединением по и 00. В обмотке ВН (по) по-
лучается тот же коэффициент выrодности:
о:
(
Wl
Wl w2
и2
l
Wl
Wl
иl
1
l
к
(3)
Термины "обмотка ВН", "обмотка СН" использованы в дo
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 o:SHOM. ДЛЯ двух обмоточных автотрансформаторов
без РПН коэффициент а одновременно является коэффи
циентом типовой мощности, а само произведение aS HOM назы-
вают типовой мощностью автотрансформатора Sтип. ABTO
трансформаторное соединение дает выrоду, которая тем
больше, чем ближе друr к друrу напряжения ВН и СН. Итак,
чем ближе К к единице, тем меньше масса и потери автотранс-
форматора по сравнению с таковыми аналоrичноrо трансфор-
14
матора. Так, для двухобмоточноrо 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
п равнению с обычным трансформатором.
J;tля пары сторон BH CH трехобмоточноrо автотрансфор
матора напряжение К3 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 и к == 5+6 %,
а при 330/220 или 750/800 кВ не более 5 %. Однако такие
значения неприемлемы ни для caMoro автотрансформатора,
ни для коммутационной аппаратуры из-за чрезмерных токов
К3. Поэтому конструктор так меняет rеометрию автотрас-
форматора, чтобы получить в нем примерно такое же значе-
ние и к пары сторон ВН и СН, как и в трансформаторе. Факти
чески в большинстве новых автотрансформаторов и к приня-
то В пределах 11 13 %. Исключение составляют автотрансфор-
маторы 220/110 кВ с РПН, У которых и к резко меняется при
переходе к крайним ответвлениям, причем на одном из
них и к == 7 %, а на друrом 20 %.
Значения и к между дрyrими 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 К3 между обмотками НН и автотрансфор-
маторными (ВН и СН) обмотками имеет повышенное зна-
чение. Особенно это относится к паре сторон BH HH. Обмот
ка ВН располаrается далеко от стержня маrнитопровода
(рис. 3, а), а обмотка НН является ближайшей к стержню.
Таким образом расстояние между обмотками НН и ВН полу-
чается значительным и, следовательно, и к имеет увеличен-
ное значение. Если трансформатор имеет реrулировочную
обмотку, которая располаrается между обмотками СН и
НН (или СН и ВН), то это еще более удаляет обмотку ВН от
обмотки НН и и к еще более возрастает.
В повышающих автотрансформаторах с расположением
обмотки НН в середине (рис. 3, б) между обмотками ВН и
НН имеет несколько меньшее значение, но зато увеличи-
вается значение и к между обмотками ВН иен.
В автотрансформаторах действующих подстанций и к между
обмотками ВН и НН составляет от 20 до 35, иноrда до 60 %
15
, '
'"
/
1
Z
J
1
J
2
А т А
А т А
/. а)
// о)
Рис. з. Расположение обмоток в понижающем (а) и повышающем (6') aBTOTpaHC
форматорах:
1 последовательная обмотка (обмотка ВН); 2 общая обмотка (обмотка СН);
3 обмотка НН
и более. ЭТО значение получается, если относить ero к но-
минальной мощности обмотки ВН (проходной) автотранс-
форматора, если же приводить ero к мощности НН (типовой,
что физически более правильно, потому что мощность НН
меньше проходной), то значение И К получается соответст-
венно меньше.
Дополнительной характеристикой автотрансформаторов
является ток в общей части автотрансформа торной обмотки
(обмотке 00), 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 Toro, чтобы в эксплуа-
тации не допускать превышения ero 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 rлухое 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 I возрастает вдвое и распределение потенциала по сб
мотке может быть такое, что на вывод обмотки СН попадет
потеНllиал даже больший, чем на выходе обмотки ВН,
вследствие чеrо 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 rлухом за
землении нейтрали, то разземления нейтрали не требуется.
При необходимости для оrраничеJ..lИЯ токов К3 в нейтрали
может устанавливаться токооrраничивающий реактор;
первые такие установки уже включены на ряде объектов.
2. Основные элементы конструкции трансформаторов
Современный мощный трансформатор представляет со-
бой сложное устройство, состоящее из большоrо числа раз-
личных конструктивных элементов, каждый из которых в
той или иной мере оказывает влияние на ero работу.
Основными элементами трансформатора являются маrни
топровод и.обмотки.
Маrнитопровод представляет собой маrнитную цеп" транс-
форматора, по которой замыкается маrнитный пот')т'-, а
обмотки это электрические llСПИ, по которым протс!<.::-е"j'
электрический ток.
Маrнитопровод вместе с насаженными -::бмотками пред
ставляет собой активную часть трансформатора. Остальные
элементы являются ero вспомоrательными, 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 KOTO
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 элеКтроизоляционноrо картона,
бумаrи, дерева, reтинакса и т.п. Масляные трансформаторы
заливают трансформаторным маслом. r
При эксплуатации трансформаторов возникает необходи-
мость изменения их коэффициента трансформации j (или
реrулирования напряжения). Реrулирование напряжения
у одних трансформаторов выполняют с отключением от сети,
а у друrих трансформаторов оно производится под наrруз-
кой (РПН). Для обеспечения РПН используется специаль-
ная аппаратура, состоящая из избирателя, предызбира-
теля, контактора с токооrраничивающим сопротивлением
(или реактором в старых трансформаторах) и приводноrо ме-
ханизма, представляющих собой самостоятельные конст-
руктивные элементыI, 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 опорноrо 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 rабарита трансформатора.
Основные части бака: у одних трансформаторов стенки,
дно и крышка, а у друrих, 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 контроль н о-измерительных
устройств, охладителей навесной системы охлаждения и друrих
деталей.
На стенке бака (колокола) обычно у трансформаторов
укрепляют охладительные устройства радиаторы или ох-
ладители (навесной системы охлаждения типа ДЦ).
В зависимости от rабарита к дну бака (поддону) крепят-
ся тележка или каретки, Позволяющие перевозить транс-
18
форматоры по рельсовым путям с небольшой скоростью в
пределах подстанции (электростанций).
МarнитопровоД силовых трансформаторов всех rабаритов
изrотовляется 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,З5 мм, удельные потери при маrнитной индукции
1,7 Тл и частоте электрическоrо тока 50 rц располаrаются в
диапазоне 1,2 1,4 BT/Kr. Создание конструкций маrнито
провода из рулонной электротехнической стали позволи
ло значительно снизJ.-lТJ, потери хх, а также создать проrрес-
сивные конкурентоспособные конструкции маrнитопрово-
дов с улучшенными характеристиками хх. Маrнитопрово
ды трансформаторов до 1000 кВ.А включительно (1 и 11 ra-
баритов) имеют как планарную, так и пространственную
(витую или стыкованную) конструкцию. Переход от маrнито
провода шихтованной конструкции к пространственной ви-
той позволил снизить потери хх трансформатора на 25 % и
уменьшить массу активной стали трансформатора (маrнито-
провода) на 12 %. Маrнитопроводы трансформаторов 111 ra
барита и выше имеют планарную конструкцию с комбини-
рованным или косым стыком в местах сопряжения стержней
и ярм. Стяжка стержней маrнитопровода производится
стеклобандажами. Прессовка ярм производится ярмовыми
балками, стяrиваемыми металлическими полубандажами,
которые изолированы относительно балок для исключения
замкнутоrо контура, приводящеrо 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
rабарита трансформаторов применяются различные по
Конструкции обмотки. Для обмоток мощных трансформато
ров, как правило, применяют обмоточный провод прямоуrоль-
Horo поперечноrо сечения с бумажной изоляцией. При боль
ших токах применяются подразделенный провод, состоящий
из нескольких параллельно расположенных ветвей, и Tpac
19
понированный провод, т .е. мноrожильный (до 36 жил с соб
ственной изоляцией) провод с перекладкой отдельных жил.
Для мноrослойных обмоток трансформаторов 1 и 11 rабаритов
используют провод Kpyr лоrо сечения разноrо 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 друrой. Такие об-
мотки имеют большую торцевую опорную поверхность и,
следовательно, большую в сравнении с друrими типами об-
моток стойкость к электродинамическим воздействиям
от токов К3. Большинство непрерывных обмоток наматыва-
ют без паек между отдельными катушками блаrодаря тех-
нолоrической операции по перекладке проводов в каждой
четной по счету катушке. Непрерывные обмотки без паек
широко применяют в трансформаторах класса напряжения
110 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. Bxoд
ная зона (линейноrо конца обмотки) блаrодаря переплете-
нию витков, т.е. блаrоприятному 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 Toro, в течение длительной работы
трансформатора не должно быть искажения rеометрии ка-
налов (что возможно из-за усадки некачественноrо 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 MorYT быть как одноходовые, так
и мноrоходовые. Отдельные хода (ветви обмоток) соеди-
20
А
х
о)
х
k; t:
[ {i
о) z)p
о)
ej 11
Х,
1
9
Рис. 4. Схемы обмоток:
Q обмотка без реrулировочных ответвлений с вводом на конце; б обмотка
без реrулирования ответвлений с вводом посредине; в прямая схема с pery-
лировочными ответвлениями r'юсредине (трансформатор с переключением
ответвлений типа ПЕВ); 2 прямая схема с реrулировочными ответвления-
ми на 1/4 и 3/4 высоты обмотки (трансформаторы с ПБВ) и с вводом посреди-
не; д оборотная схема с реrулировочными ответвлениями (трансформаторы
с РПН) в нейтрали и вводом на конце; е прямая схема с ответвлениями РПН
няются параллельно. Параллельные провода располаrаются
на различном расстоянии от оси обмотки, и поэтому длина и
положение их относительно маrнитноrо поля различны.
Это может привести к возникновению уравнительных то-
ков. Устранение этоrо явления достиrается транспозицией
(поочередной переменой места) проводов витка или при-
менением транспонированноrо провода, хотя обмотка из
транспонированноrо провода, как уже указано, несколько
уступает по электродинамической стойкости такой же об-
мотке, но изrотовленной из подразделенноrо провода. Од-
нако применение транспонированноrо 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-
ry лирования и номинальной мощности трансформатора, а
также от некоторых друrих факторов. Например, при одном
и том же диапазоне изменения коэффициента трансформа-
ции 1: 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. 4,2. Это объясняется стремлением KOHCTPYK
тора уменьшить осевые силы при К3, 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, 2 при боль
шей мощности.
Изоляция обмоток трансформаторов подразделяется на
продольную и rлавную. Продольная это изоляция между
отдельными элементами данной обмотки (витками, катуш-
ками, слоями). rлавная это изоляция между обмотками
разных фаз, а также обмоток относительно заземленных
частей. Эта изоляция; как и вся изоляция обмоток в целом,
в процессе работы подверrается электрическим воздеЙст
виям (рабочеrо напряжения, коммутационных и атмосфер-
ных перенапряжений), механическим воздействиям от
токов К3, тепловым в основном от HarpeBa проводов то-
ком наrрузки, 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, уrловых шайб),
расположенных в определенной последовательности.
Uилиндры, расположенные между обмоткой и стержнем
маrнитопровода и между обмотками, выПолняются из нес-
кольких слоев TOHKoro электроизоляционноrо 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. Переrородки между внешней обмоткой ВН
и баком также выпот-lЯЮТСЯ электрокартонным цилиндром,
опирающимся на выступы прокладок ярмовой изоляции.
Междуфазные переrородки в трехфазных трансформаторах
выполняются на всю высоту обмотки или располаrаются в
зоне обмотки, rде 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 достиrается прижатием витков друr к друrу и к
22
изоляционным деталям, разделяющим их. За счет трения
создается достаточное сопротивление сдвиrу 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 маrнитопровод обмотки не расклинивают
относительно маrнитопровода. Расклинивание невозможно
из за крепления стержней маrнитопровода стеклобандажами.
f'оэтому обмотки, как правило НН, имеют меньшую жест-
кость, чем при расклинивании их относительно маrнито-
ПрО130да.
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 выполняются из стали. Они имеют
вырез, чтобы не было короткозамкнутоrо виТКа. Для сниже-
ния добавочных потерь кольца делают из маломаrнитной
или из рулонной трансформаторной стали с проклейкой и
запечкой витков. В тра.нсформаторах 110 кВ применяются
преССУЮllJ,ие кольца из специальноrо изоляционноrо древес-
но-слоистоrо пластика.
Отводы располаrаются внутри бака и обеспечивают соеди-
нение обмоток между собой с переключателями и вводами.
В зависимости от класса напряжения обмоток в качестве
отводов применяются Kpyr лый одножильный стержень, rиб-'
кий мноrожилъный провод (типа БОТВ), а также шины пря-
моуrольноrо сечения или трубы. Отводы обмоток НН боль-
шинс"rва трансформаторов в месте присоединения к вводу
имеют rибкий 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
rpYnnbI соединения обмоток, а также от способа реrулирова-
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 HeKOTO
рых трансформаторов 110 кВ) и выше, как правило, выполня
ются от середины обмотки ВН, имеющей две половины обмотки,
соединенные параллельно ("ввод в середину высоты", рис. 4, 6).
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) металлическоrо фланца, служащеrо для крепления к
крышке бака;
в) фарфоровоrо изолятора, представляющеrо 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 110 кВ и выше (кроме вводов с
твердой изоляцией) имеют собственный объем масла, KO
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 110 кВ изrотовляют
также с твердой изоляцией. Для компенсации температур-
ных изменений у неrерметичных вводов применяется
расширитель с указателем уровня масла, а у rерметичных
вводов компенсирующее сильфонное устройство, поме-
щенное в верхней части ввода или же в отдельном BЫHOC
ном баке, соединенном трубкой с вводом. Давление во внут-
ренней полости rерметичных вводов контролируется мано-
метром. Расширители неrерметичных 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 110 кВ
и выше их устанавливают внутри ввода. В большинстве
случаев вводы на напряжение 110 кВ и выше (рис. 5, 6) YCTa '
7
6
5
10
4
9
3
'т С,
Z
I . tJ)
1
8 . .,
а) 13
Рис. 5. Иеrерметичный масr.онаполненный ввод;
Q обrций вид; б измерительный вьшод для вводов без приспособления
для измерения напряжения (ПИИ); в то же для вводов с ПИИ; 1 централь-
ный стержень труба; 2 изоляционный остов; 3 втулка соединительная;
4 фаРФоровые покрышки; 5 расширитель с rидравлическим затвором; 6
маслоуказатель; 7 Контактный зажим; 8 экран нижний; 9 экран механи
ческоrо крепления; 10 воздухоосушитель; 11 проводник заземляющей об
кладки; 12 вьшод для измерительной обкладки (вьшодится в коробку из
мерительноrо вьшода); 13 ВЫВод от заземляемой обкладки (присоединяется
к соединительной втулке) 25
9
z
Рис. 6. rерметичный маслонаполненный
ввод:
1 зажим контактный; 2 покрышка
верхняя; 3 косынка rрузовая; 4 вен.
тиль; 5 втулка соединительная; 6
трубопровод; 7 манометр; 8 бак дав-
ления; 9 коробка измерительноrо вы-
вода; 10 пробка для выпуска воздуха
из трансформатора; 11 rазоотводный
патрубок; 12 покрышка нижняя; 13
нижний зкран
А
8
10
11
12
х
Рис. 7. Схема переключателя барабанно-
ro типа П-6 для трансформаторов с ПББ
навливают не непосредственно на крышке бака, а на пр оме-
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 необходимоrо уровня напря-
жения у потребителей, а также в самих электрических сетях
BbIcoKoro (до 220 кВ) и cBepxBbIcoKoro (ЗЗО 7S0 кВ) напряже-
ний. Существуют два вида переключения ответвлений:
а) переключениебез возбуждения (ПБВ) при отключении
всех обмоток от сети, т.е. с прекращением электроснабже-
ния всех потребителей, питаемых от данноrо трансформа-
26
тора. Такие переключения про изводят редко. В отечествен-
ных трансформаторах диапазон ПБВ всеrда равен :t 5 %;
б) реrулирование под наrрузкой (РПН), Т.е. без отключе
ния от сети и без перерыва электроснабжения. Такие пере
ключения MoryT производиться часто в соответствии с из
менением наrрузки и подведенноrо напряжения в течение
rода и суток. В отечественных трансформаторах общеrо наз
начения .oиanaзон РПН обычно равен :t 9 или :t 12 %, а в серии
трансформаторов 110 кВ :t 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 реrулировочными ответвлениями обмотки, и
система подвижных контактов, соединяющих последова-
тельно те или иные неподвижные контакты. Примером уст-
ройства ПБВ является распространенный отечественный
однофазный переключатель барабанноrо типа П-6 (рис. 7).
Управление переключателем осуществляется ручным при-
водом, расположенным на крышке бака. Вал привода с по
мощью штанrи связан с коленчатым валом переключателя.
Переключатель типа П 6 обеспечивает реrулирование в
пределах пяти положений. Наряду с переключателями ба
рабанноrо типа при меняются переключатели реечноrо типа
с ламельными контактами.
В устройстве реrулирования напряжения под наrрузкой
(РПН) различают следующие основные части:
контактор, обеспечивающий переход на подrотовленное
избирателем рабочее положение без разрыва токовой цепи и
rашение при этом электрической дуrи;
избиратель, подrотавливающий необходимое рабочее
положение; некоторые конструкции устройств РПН помимо
избирателя имеют и предызбиратель;
ПРиводной механизм, обеспечивающий
контактора и избирателя;
токооrраничивающее сопротивление,
для уменьшения циркулирующеrо тока,
кает в Процессе переключения. В РПН
переключение
предназна ченное
который возни-
трансформаторов
27
' ......,
I I
I I
I I
L ........J
о) --= о) ..,. ..,. е)
А
А
А т
а) --=
Рис. 8. Схемы реryлирования напряжения автотрансформатора:
а положение витков обмотки ВН, при котором индукция наибольшая
(Втах); б положение переключателя, при котором индукция наименьшая
(B тin ); в реrулирование с помощью реrулировочноrо трансформатора; z
реrулирование без реверсирования; д, е реryлирование 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 индую.ивное сопротивление,
называются реакторными устройствами (наиболее распро-
страненные типы таких устройств РНТ-9, РНТ-IЗ). Устрой-
ства РПН, имеющие активное сопротивление, называются
резисторными устройствами или быстродействующими.
На отечественных трансформаторах применяют отечествен-
ные устройства РПН, например ЗРНОА, РНОА, и импортные,
изrотовляемые Болrарией (типы РС-З, РС-4 и РС-9) и repMa-
нией (типы SDV,SСVиSАV).
Контакторы, применяемые в отечественной практике,
выполняют с разрывом дуrи в масле, воздухе, rазе, вакууме
или без разрыва дуrи с использованием полупроводников.
Б силовых трансформаторах в большинстве случаев приме-
няют контакторы с разрывом дуrи в масле.
Трансформаторы с РПН имеют одну из трех основных схем
реrулирования: без реверсирования (рис. 8, Q И б), с ревер-
28
К] К] к, Ir'z К] К ,
1 )\. J
п z 2
'\1 )\ 1 1 2 1
Z Z 1 "2 "2
а) о) ) tJ)
Рис. 9. Последовательность работы переключателя устройства РПН peaKTopHoro
типа:
П 1 и переключатели. К 1 и К 2 контакторы; Д реактор; О обмотка
трансформатора с реrулировочными ответвлениями 1, 2 и т.д.; 1 ток наrpузки;
111 циркулирующий ток
сированием с использованием rрубой ступени (рис. 8, в), а
также с реверсированием и подключением rрубой ступени
предызбирателем (рис. 8, 2 ). Схема реrулирования без
реверсирования несложна. В схеме с реверсированием диа
пазон реrулирования увеличивается за счет ДEYKpaTHoro
обхода всех ступеней реrулировочной обмотки (РО), т.е.
сначала при соrласном, а затем при встречном включении
витков РО и основной части обмотки. При наличии rpубой
ступени предызбир.атель используют для ее подключения
или отключения.
Последовательность работы переключающеrося устрой
ства peaKTopHoro типа представлена на рис. 9, rде показаны
участок обмотки РО с реrулировочными ответвлениями
1, 2 (остальные ответвления не показаны), переключатели
П 1 и П 2 , контакторы К 1 и К 2 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 наrрузочноrо тока TpaHC
форматора. Так как ветви (плечи) реактора имеют разное
направление намотки (левое и правое), то маrнитные поля
ветвей реактора взаимно уравновешиваются и результи-
Рующая ИНДУКтивность реактора при этом близка к нулю.
При переводе с ответвления 2 на 1 совершается полный цикл
перехода, Который состоит из шести отдельных операций,
29
производимых В следующей последовательности. Сначала
отключается контактор К 1 (рис. 9, 6), и тем самым обесто
чивается цепь переключателя П 1 , при этом через переклю
чатель П 2 и контактор К 2 временно протекает полный ток
наrрузки. Затем обесточенный переключатель П 1 переходит
из положения 2 в положение 1. Далее снова включается
контактор К 1 (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 I ц . Реактор в положении
"мост" оrраничивает циркулирующий ток, т.е. исключает
переrрузки обмотки, переключателя и контакторов. Далее
производится отключение контактора К 2 (рис. 9, 2) С обесто-
чиванием цепи переключателя П 2 , после чеrо переключа-
тель переходит в положение 1. Во время этих двух операций
весь наrрузочный ток протекает через переключатель П 1 и
контактор К 1 . Завершается весь цикл включением контак-
тора К 2 (рис. 9, д). Все описанные операции производятся
последовательно с помощью привода, снабженноrо электро
двиrателем (возможно переключеhие вручную). Поскольку pe
актор рассчитан на длительное протекание тока наrрузки, то в
устройствах РПН peaKTopHoro 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 реrулирования.
Резисторные устройства РПН снабжены контакторами
с пр ужинным переключающим механизмом быстро опроки
дывающеrо (тумблерноrо) типа. По кинематической схеме кон-
такторы устройств производства rермании рычажные, а произ-
водства Болrарии роторные. Последовательность работы KOH
TaKTO B контактора быстродействующих устройств РПН по-
казана на рис. 10. В положении "мост" (рис. 10, 2) ток наrруз-
ки. проходит по двум параллельным ветвям и два соседних
ответвления обмоток РО оказываются кратковременно
замкнутыми через токооrраничивающее сопротивление (ре-
зисторы). При этом возникает циркулирующий ток, значе
ние KOToporo в рабочем режиме определяется напряжением
ступени реrулирования и сопротивлением токооrраничи
вающеrо резистора. По этой схеме работают все устройства
РПН производства fермании. Характерным для этой схемы яв-
30
I(z
I(z
/(,
/(z
/(,
и
1
П ,
п z
1
П,
z
[
п z
1(1
1("
1(,
1("
1
П,
1
П ,
z
п z
z
п z
ZJ
I(z
1(1 I(у
1
П,
51
'/
1(2
/(1
/(1
о)
XJ
RZ
z
п z
б)
/(;!
\[
/(z
1
/(1
z
п z
е)
Рис. 10. Последовательность работы контактов быстродействующих устройств
РПН в процессе переключения с нечетной ступени на четную ступень:
а исходное положение; 6 промежуточные положения; е конечное
положение; 1, 2 положения контактов устройств при переключении; К 1 K4
контакты контактора; П 1 , П 2 контакты избирателя; R 1 , R2 резисторы TOKoor
раничивающие
ляется то, что rлавные контакты не участвуют в KOMMYTa
ции тока.
На рис. 11 показан пример последовательности работы
быстродействующеrо контактора.
В переключающих РПН производства Болrарии отсут-
ствуют вспомоrательные контакты, поэтому rлавные кон-
такты коммутируют ток, обусловленный падением на-
пряжения на токооrраничивающем резисторе. Схемы кон-
такторов различны в зависимости от номинальноrо тока. Все
контакторы производства rермании с номинальным током бо-
лее 400 А имеют сдвоенные дуrоrасительные и rлавные контак-
ты. r лавные контакты выполнены розеточными. Для контак,
торов на токи более 800 А (переключающие устройства типа
SCVl на токи соответственно 1100, 1250 и 1600 А) в цепи
контакторов включены делители тока, облеrчающие усло-
31
R К ,Д ::=3 R R R R
KZr
а) о)
К'8 KZ8 KZ 8 К '8 KZ 8
K 'r KZr K'r KZ r K'r KZ r
2) о) е)
/
а ж положения контактов при переклю
чении; Klr. K 1B . К 1д соответственно rлав
ные. вспомоrательные и дуrоrасяr.цие контакты
ж) нечетноrо плеча; K 2r . к 2в ' К 2д COOTBeTCTBeH
но rлавные. вспомоrательные и I;\уrоrасяr.цие
контакты четноrо плеча; R токооrраничиваюr.ций резистор
ц
R
Рис. 11. Последовательность работы контактов
контакторов типа КИОА:
KZ 8
Kzr
вия работы контактов при отключении тока, обусловлен-
Horo падением напряжения на токооrраничивающих сопро-
тивлениях. На однофазных переключающих устройствах
типа SA Vl на 1600 А применены сдвоенный контактор и де-
литель тока, предназначенный для выравнивания тока
между контакторами во время коммутаций.
Контактор переКлючающих устройств типа РС выполнен
без вспомоrательных контактов, причем дуrоrасительные
контакты замыкаются только во время переКлючения.
Устройства типа РС выпускаются как в трехфазном, так и
в однофазном исполнениях. Переключающие устройства
РПН снабжены струйными реле (VRF 25/l О производства
rермании и RS -1000 Производства Болrарии) и предназначе-
ны для cBoeBpeMeHHoro предотвращения развития аварии при
niJBp,:: ждении контакторов. В отличие от rазовоrо струйное
р ле не работает при утечке масла и заполнении корпуса реле
воздухом или l'a oM. Струйное реле, располаrаемое между
баУ.ом контакторэ. и расширителеw срабатывает при задан
ной скорости струи масла (в преДLлах 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 OTBeT
32
ственность. Основными узлами приводноrо механизма яв
ляются электродвиrатель, 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 ero
привода. В рабочем состоянии трансформатора ручной способ
переключения не применяется, так как возможны непра-
вильная фиксация положения переключающеrо устройства
и недопустимая затяжка цикла переключения. Чтобы ис-
ключить такую возможность, при вставленной в привод ру-
коятке цепи электрическоrо управления приводом разры
ваются. При температуре ниже 20 ос 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 электрическоrо управления. Внедрение арктиче-
cKoro масла с температурой застьrвания --60 ос обеспечит
работу устройств при низких температурах.
Технические данные переКЛIOчающих устройств и приво-
дов устройств РПН приведены в табл. 1 и 2.
Бак, расширитель и охлаждающее устройство. Бак масля-
Horo трансформатора представляет собой резервуар для масла,
внутри KOToporo устанавливается активная часть трасфор
матора. Бак является также опорной конструкцией, на ко-
торой устанавливаются все основные узлы трансформатора
(навесная система охлаждения, вводы совместно с TpaHC
форматорами тока, устройства реrулирования напряжения,
расширитель и т.д.). Форма и размеры баков в плане и по вы-
co определяются конфиrурацией 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 rабарит. В целях макси-
мальноrо снижения rрузоподъемности 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
1 6J17
Таблица 1. Технические данные перeюmчaIOЩИХ устройств
Номинальный Класс изоля Максимальное
Тип
ток, А ции, кВ 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
РНТ А-35/320 320 35 18
РНОА-35/1000 1000 35 40
PHOA 110/1000 1000 110 15
3POHA 110/1000 1000 110 12
PHOA 110/1000 1000 110 40
PHOA 110/1250 1250 110 12
РНОА-220/1250 1250 220 16
PHOA 220/2000 2000 220 16
SCVHOOO 1100 41 19
SCVHOOO 1100 41 19
SDVI-630 630 41 19
SDVH250 1250 41 19
SA VI-1600 1600 220 13
РС-4 400 35 17
РС-3 400 35 19
PC 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 поrpужное исполнение.
Примечания: 1. Для расширенияреrулирования все избиратели в таблице
предызбирателями.
2. Устройства типа РНТ имеют индуктивное токооrpаничивающее сопротивле
3. Устройства HaвeCHoro исполнения установлены в собственном навесном ба
форматора.
34
Количество Тип привода Исполне- Крутящий Масса РПН Масса мас-
ние* момент на без масла, ла в контак-
фаз валу, Н.м Kr торе, Kr
3 МА-2 н 209
3 ПДП-4У n 1050 200
3 МП-4 n 1646 1250
3 МА-l n 1300 390
3 ПДП-4У n 45 930 160
1 ПДП-4У н 147 3900 230
1 ПДП-4У n 147 1000 300
3 ПДП-4У н 147 2033 150
1 ПДП-4У n 156 1600 400
1 ПДП-4У n 117 933 235
1 ПДП-4У n 245 1063 317
1 ПДП-4У n 294 1530 600
3 ЕМ-l н 117 3750 250
1 ЕМ-l n 117 840 250
3 ЕМ-l n 98 980 150
3 ЕМ-l n 98 1400 480
1 ЕМ-l n 98 1100 300
3 М3-2 n 24,5 470 150
3 М3-2 n 25 500 200
3 М3-2 n 24 295 130
3 М3-4 n 24 295 130
3 М3-4 n 24 295 130
1 ИЗ-4 n 24 235 173
3 М3-4 n 24 285 130
3 М3-4 n 24 285 140
3 М3-4 n 24 285 100
3 М3-4 n 24 285 100
РПН, кроме РНТ-9-100/35, РНТ-13-625/35, РНОА-110/1000 и SA У1-l600, оборудуются
ние, остальные активное. Масса РПН приводится без учата массы реактора.
ке, а поrружноrо исполнения поrружены в один бак с активной частью транс-
35
Т 11 б л и ц а 2. Технические данные ПРИВОДОВ устройств РПН
NO п/п.
Тип
Мощность
элеКтродвиrа-
теля, кВт
Вид редуктора
Количество
положений
1
2
3
4
5
ti
ПДП-4У
МА о l
МА-2
МП-4
М3-2
ЕМ-l
0,8
0,4
0,27
1
1,1
0,6
Червячный
Шестеренча тый
9 3
6---90
9
22
1 38
1 35
Планетарный
Редукторный
двиrатель
При м е ч а н и е. В редукторах пп. 1 применяется смазка ЦИА ТИМ-201 или
мости Поднимать для осмотра активную часть. Для про из-
водства ремонтных работ на активной части достаточно
поднять верхнюю съемную часть (колокол), вес которой
не превышает 10 15 % полноrо веса трансформатора. уплот-
нение разъема обеспечивается резиновыми прокладками
(одной или двумя параллельно расположенными проклад-
ками). Нажатие уплотнения достиrается болтовым соеди-
нением.
Для передвижения в пределах под станции по железно-
ДОРОЖНI: IМ рельсам как в продольном, так и в поперечном
направлениях трансформаторы имеют пере ставные катки.
На баке предусмотрены приспособления для подъема ero
краном или домкратами в полностью собранном и залитом
маслом СОСТОЯНИII, для стяrивания 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-
paHHoro трансформатора.
На стенке бака располаrаются 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 Число оборо- Время пере-
тов рукоятки тов BЫXOДHO ключения на Масса, Длина х ширина х
на ОДНО пере- ro вала На ОД- одно поло KI' Х высота, мм
ключение но переклю жение, с
чение
15,5 0,5; 1 10;3 225 755х915х530
2;4 0,5; 1 3 200 655х800х445
1 0,1 1 183 800х730х600
8 1 3 450 1030х840х896
12 33 5,6 120 890х660х328
15 6 5,7 140 1155х578х352
rОИ 54, п. 5, 6 масло веретенное.
тительной установки, присоединения BaKYYM Hacoca, сли
ва остатков масла (спеuиальная 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 конфиrурации
имеются упоры, позволяющие стоять на крышке, а также
пластины для закрепления приспособлений для выполне
ния монтажных и ремонтных работ. Кроме Toro, имеются
люки для проверки правильности установки вводов 220 кВ
и выше, а также патруоки 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 поrружении 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
Horo картона. Для снижения добавочных потерь и HarpeBoB
элементов конструкции от маrнитноrо потока рассеяния
на стенках бака в зоне приближения обмоток устанавли
ваются маПI'-'lТНЬiе шурты (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 чеrо баки их имеют мощ-
ные rоризонтальные рамы жесткости.
Расширитель представляет собой резервуар определен-
Horo объема (около 10 % объема масла трансформатора),
служащий для компенсации температурных изменений
масла при работе трансформатора и обеспечения постоян-
Horo заполнения бака трансформатора маслом при любых
температурных изменениях окружающеrо воздуха и наrруз-
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
чеrо масло меньше окисляется, тем более что в расширителе
температура масла ниже, чем в верхней части бака. В ряде
конструкций расширитель снабжен воздухоосушителем,
который имеет rидрозатвор, заполненный силикаrелем.
Воздух, засасываемый в расширитель, проходит через воз-
духоосушитель, освобождаясь от влаrи и механических
примесей. Контроль состояния силикаrеля производится
визуально через смотровое окно в верхней части воздухо-
осушителя. В этой зоне помещается патрон с индиКатор-
ным силикаrелем, пропитанным хлористым кобальтом,
придающим силикаrелю характерную rолубую окраску. Появ-
ление в индикаторном силикаrеле зерен розовоrо цвета
свидетельствует о насыщении силикаrеля влаrой (ero сра-
батывании) и необходимости ero замены. При замене сили-
каrеля одновременно заменяется и масло в rидрозатворе.
В конструкции расширителя, имеющеrо ВОЗдухоосушитель,
предусматривается rрязевик, 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 прямоrо соприкосновения масла с ат-
мосферным воздухом расширители (как правило, мощных
трансформаторов) имеют пленочную или азотНую защиту.
Пленочная защита обеспечивает полную rерметизацию
трансформатора блаrодаря 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, рычаr KOToporo опирается на внутреннюю поверх-
ность оболочки, прилеrающей к поверхности масла.
Азотная защита также обеспечивает полную rерметиза-
цию трансформатора от окружающеrо воздуха. Эта заШ,ита
более трудоемка в эксплуатации и в настоящее время во
вновь изrотовляемых трансформаторах не применяется,
а в эксплуатируемых заменяется при модернизации транс-
форматоров на пленочную защиту. При азотной защите
надмасляное пространство расширителя соединяется rазо-
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 подоrревом). В шкафу также
размещают осушитель, предназначенный для осушки над-
масленноrо пространства расширителя. Осушитель, распо-
ложенный между расширителем и оболочками, способен
поrлощать влаrу при движении азота как со стороны расши-
рителя, так и со стороны оболочек (в случае их разrермеТИ-
зации). При замене поврежденных оболочек допускается
кратковременная работа трансформатора с осушителем.
Этот вспомоrательный осушитель не имеет масляноrо
1 идрозатвора. В процессе эксплуатации в системе азотной
защиты поддерживается избыточное давление.
Адсорбционные и теРМОСИфОllliЫе фильтры обеспечи-
вают постоянную реrенерацию (восстановление) масла в
39
процессе работы трансформатора. При реrенерации масла
сорбент фильтра поrлощает влаrу, шлам, кислоты и друrие
соединения, образующиеся при старении масла. Если в си
стемах охлаждения типов М и Д ЦИРКУляция масла в фильтре
прОисходит только за счет разности ПЛОтностей HarpeToro
и охлажденноrо масла, то для Повышения эффективности
процесса реrенерации 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
ристоrо силикаrеля марки КСК) в фильтре составляет около
O,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 предусма
ривается верхняя пробка для выпуска воздуха при запол
нении фильтра маслом и нижняя пробка для спуска масла
при замене силикаrеля. Чтобы ИСКЛючить ПРОникновение
сорбента во внутрь бака трансформатора, фильтр имеет в
верхней и нижней частях защитные сетки. Кроме Toro, 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, выделяющеrося в трансформаторе при ero работе, в OK
ружающую среду. Без таких устройств невозможна длитель
иая работа трансформатора, так как бумажная изоляция
подвержена износу (старению) при недопустимом превЫше
нии температуры. Если в трансформаторах малой мощности
(1 и П rабаритов) для отвода тепла достаточен rладкий 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 eCTecт
венной или принудительной. При естественном охлаждении
масло, наrреваясь от обмоток и маrНИтопровода, 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 значительноrо количества тепла, выделяюще
rося в трансформаторах большой мощности, требуется по
40
вышение эффективности работы системы охлаждения,
так как с ростом мощности количество тепла, выделяемоrо
в трансформаторах, растет быстрее, чем поверхность бака
и крышки. Поэтому эффективный теплосъем возможен толь
ко блаrодаря принудительной циркуляции охлаждающих сред
(воздуха, масла и воды). Движение охлаждающих сред
достиrается с помощью вентиляторов (движение воздуха),
маслонасосов (движение масла) и водяных насосов (YCTa
новленных в системе централизованноrо водоснабжения).
С помощью маслонасосов rорячее масло отсасывается из
верхней части бака и после охлаждения в системе охлаж
дениЯ подается в нижнюю часть бака.
В трансформаторах 111 rабарита 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 ox
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 Ди); масляно-
водяное охлаждение отдельно установленными колонками,
в которых масло охлаждается водой, с циркуляцией масла,
создаваемой масляными насосами (типа и). ОсновнЫми
комплектующимИ узлами таких систем охлаждениЯ яв
ляются маслонасос, маслоохладитель, вентилятор (OTCYT
ствует в случае водяноrо охлаждения) и адсорбер.
Маслоохладители MorYT навешиватьсЯ на стенку бака
или располаrаться вблизи трансформатора, объединенными
в rpynnbI (типа rOy) на собственном фундаменте. Как пра-
вило, систему охлаждениЯ типа rOy используют в тех слу
чаях, коrда охладители не MorYT расположиться на стенке
бака трансформатора. Система rOy связана двумя масло-
проводами с баком трансформатора. При навесной системе
вибрация работающих насосов и вентиЛЯТОрОВ передается
на стенку бака. Поэтому У трансформаторов paHHero 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-
perpeBoB отдельных элементов активной части масло
подается- направленно в обмотку. В этом случае в нижней
части трансформатора (бака) маСJ10система связана баке-
литовым патрубком с нижней ярмовой изоляцией обмотки.
Такая система циркуляции масла более. ЭФФСl,тивна. НО
вместе с тем при этом резко возрастает степень опасности
neperpeBOB при внезапном аварийном прекращении движе-
ния масла. При такой конструкции при прекращении дви.
жения масла трансформатор нести наrрузку не может.
В противоположность направленной системе охлаждения
трансформаторы с подачей масла в бак MorYT непродолжи-
тельно работать при прекращении движения масла. Такая
система более надежна и в друrом 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.
з. Особенности выбора трансформаторов
Выбор сиЛовых трансформаторов для конкретной элек-
трической станции (или подстанции) производится с уче-
том ряда показателей энерrообъекта, ВКЛЮчая метеороло-
rические условия, заrрязненность окружающей среды,
расположение над уровнем моря, сейсмические условия
и др.
Как правило, трансформатор выбирают в трехфазном ис-
полнении. Однако в ряде случаев транспортные оrраниче-
ния ВЫнуждают выбирать и устанавливать однофазные
крупные трансформаторы.
42
Мощность трансформатора энерrоблока пропорциональ
на мощности reHepaTopa с учетом коэффициента мощности
и ero наrрузочной 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 наrрузки на расчетный
период в зависимости от напряжения подстанций: ниже
110 кВ 0,7 и более; 110 кВ 0,7 или 0,8; свыше 110 кВ
0,7 и менее. Следовательно, в часы пика наrрузки на ДBYX
трансформаторных подстанциях в случае повреждения
одноrо из параллельно работающих трансформаторов BTO
рой работает в режиме переrрузки. Длительность и крат-
ность переrрузки определяются нормативными ДOKYMeH
т&ми, указанными в 14.
Из условия обеспечения наибольшей эффективности,
принимая во внимание rрафик работы энерrообъекта,
у трансформаторов энерrоблока электрических с анций со-
отношение потерь холостоrо хода и KopoTKoro замыкания
предусматривают при их конструировании равным около 1:2.
Это же соотношение в трансформаторах, предназначенных
для распределительных подстанций, равно 1:4 или 1:5.
rлава вторая
ТРАНСПОРТИРОВКА, ХРАНЕНИЕ И МОНТАЖ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
4. noAroToBKa трансформаторов к транспортировке
В течение срока службы трансформатор по ряду причин
MorYT неоднократно перемещать при необходимости в
пределах конкретной энерrосистемы. Причинами снятия
и транспортировки на друrие подстанции являются замена
трансформаторов на более мощные при изменении rрафика
и при росте наrрузки подстанции, замена трансформаторов
по режиму их работы из за необходимости более rлубокоrо
реrулирования напряжения (в этом случае трансформате-
ры с устройством ПБВ заменяют на трансформаторы с уст-
43
ройством РПН), реконструкция, модернизация и ремонт с
заменой обмоток трансформаторов, ПРОИЗВОДИМЫХ цeHтpa
лизованно в условиях энерrосистем или на заводах изrото-
вителях_
Перемещение трансформаторов в пределах действующей
подстанции или электростанции производят в основном на
собственных катках, а транспортировка за пределы подстан
ции на железнодорожных ппатформах (транспортерах)
различной конструкции или на авто трейлерах. В TPYДHO
доступных райорах такелаж трансформаторов представляет
собой сложную тсхнолоrическую операцию. Транспорти-
ровка l'рансформа'lора до места установки является ответ-
ственной операцией и должна обеспечивать ero сохранность.
Конструкция трансформаторов, особенно мощных, должна
учитывать условия переRОЗКИ. Значительная масса и rаба-
рнтные размеры трансформаторов на напряжение 110 кВ
и более не ПОЗ90rтяют обеспечить их транспортировку в соб-
ранном виде, и поэтому они MorYT транспортироваться
т()лько в частично разобранном видс.
Большинство траНСфОРl\:fаторов перевозят по железной
дороrе. Это накладывает определенные оrраничения на
транспортные вес и размеры трансформатора. Транспорт
ный вес не должен превышать rрузоподъемности желез
нодорожной платформы или транспортера, а размеры не
должны выходить за очертания желеЗНОДОРОЖНОI'О rа6арита.
Для трансформаторов Предельных мощностей и на сверх-
высокое напряжение транспортные оrраничения являются
основными требованиями, определяющими конструкцию их
аКТИВJЮЙ части и бака. Трансформаторы на напряжение до
35 кВ, мощностью до 1,6 МВ.А, имеющие систему охлажде
ния типа М, транспортируют полностыо собранными и зали
тыми маслом, а трансформаторы мощностью 1,6 l\'Ш.А и
более с демонтированной системой охлаждения. Радиа-
торы и охладители, включая патрубки, отправляют, как
правило, без дополнительной упаковки с закрытыми от по
падания заrрязнения и влаrи заrлушками с резиновыми
уплотняющими ПрОlCладками. Остальные комплектующие
детали системы охлаждения транспортируют упакован-
Ными в деревянных ящиках. Перед отправкой трансформа
торов с завода или с места прежней }становки на друrое
место установки необходимо снять с траНСфОРМD.тора все
44
выступающие за очертания железнодорожноrо rабарита
комплектующие узлы и детали (вводы, установки транс-
фОр'VIаТОрОR тока, расширитель, выхлопную трубу, охлади.
те:ш и радиатсuы. устройства РПН приставноrо типа и др.).
Снятию поплржат -rакже ПОR!)еждаемые узлы и детали
TpaHcq:opr.iaTOpa (низковольтl'!Ь; вводы до 35 кВ при необ-
ХОДИМ:О(;П'l. ;-ззовое реле, ТСРf'..IlОсиrнали аторы). Если вводы
НН не дсм()нтируются, то И" необходимо aKpbluaTb защут-
ньа.iИ колпаками. Адаптеры ТТJансформато ов тока вводов
должны быть закрыты заrлушками с реЗИНОАhlМИ проклад-
,сами и залиты маслом чаСТJAЧhО. Пос.'lС снятия всех высту-
пающих комплектующих узлов и детаJ1Е'Й 1I0дrставливают
активную часть трансформатора к транспортировке в соб-
ственном баке. Эти технолоrические операции необходимо
выполнять тщательно, чтобы предупредить возможчые
смещения активной части относительно бака в период
транспортировки. Активную часть раскрсплЯЮТ 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 110 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 rерметизируют для исключения проточек масла.
После подrотовки аКтивНОЙ части и бака трансформа-
тора к транспортировке про изводят проверку бака на repMe-
тичность независимо от Toro, будет трансформатор транс-
портироваться с частично залитым маслом или без масла,
но заполненным сухим воздухом или азотом. Перед про-
веркой на rерметичность в бак помещают патрон с предва-
рительно осушенным силикаrелем. Патрон крепят к заrлуш-
ке, устанавливаемой на одном из отверстий демонтирован-
Horo ввода. Кроме Toro в трансформаторы, транспортируе-
мые с маслом, помещают образцы электрокартона, пред-
назначенноrо для проверки влаrосодержания масла в изо-
ляции активной части. rерметичность трансформатора про-
45
веряют путем создания в баке избыточноrо давления масла,
cyxoro азота или воздуха в зависимости от способа TpaHC
портировки трансформатора. Правильно подrотовленный
и проверенный на rерметичность трансформатор обеспе
чивает сохранность характеристик ИЗОЛяции в нормируемые
сроки' транспортировки, хранеНl:1Я 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 МВ.А, транспортируемый вместе с трансформатором,
должен иметь воздухоосушитель, заполненный сухим си-
ликаrелем, и rидравлический 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 окружающеrо воздуха, в Мощных транс-
форматорах (при сложных условиях транспортировки или
длительном нахождении активной части в транспортиро
вочном состоянии) азот в надмасленном пространстве Ha
ходится до монтажа трансформатора под избыточным дaB
лением не менее 15 кПа, созданным установкой постоян
ной подпитки. Если утечка из бака трансформатора не пре-
вышает установленноrо 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 влаrу. Для этоrо 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 полноrо удаления воды.
После замены баллонов необходимо проверить rерметич
ность узлов соединения с трубопроводом и вентилей мыль-
ным раствором.
Одновременно с подrотовкой активной части к транс-
портировке также подrотавливают к отправке комплек-
тующие узлы cor ласно требованиям иНСтрукций заводов
изrотовителей. Расширитель, выхлопную трубу, термоси-
фонные и адсорбционные фильтры, каретки, катки и друrие
металлические конструкции отправляют без упаковки,
но фланцы должны быть закрыты крышками с уплотни
46
\ К
тельнои резинои. онтрольно измерительную аппаратуру,
крепеж, контрольный кабель, запасные части и детали в
зависимостИ от расстояния отrрузки следует предпочтитель
но отправлять, как и с завода изrотовителя, 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 rрузоподъемности. Установку и крепление трансфор
матора на платформе производят соrласно разработанной
схеме поrрузки и креплений, соrласованной и утвержден
ной соответствующими орrанами МПС СССР.
Для обеспечения равномерной наrрузки 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 допустимоrо для данноrо 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 раздвиrающимися 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 растяrиваю
щих, так и сжимающих усилий. Такой трансформатор для
обеспечения поrрузки и разrрузки имеет rидроподъемники.
Транспортные размеры мощных трансформаторов не
вписываются в нормальный железнодорожный rабарит
подвижноrо состава железных дороr, и поэтому они транс-
портируются как rрузы определенной неrабаритности. Дo
пускаемая неrабаритность должна rарантировать 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 TPYДHO
доступных районах. Если энерrообъекты связаны дороrой,
имеющей твердое покрытие в виде асфальта, бетона, и трасса
транспортировки трансформатора ровная без значительных
уклонов (не более 15 %) и крутых поооротов. то для пере
возки трансформатора используют автотрейлеры и прице
пы. Тип трейлера выбирают в зависимости от транспортных
rабаритов и массы трансформатора. Чтобы обеспечить сох-
ранность авто трейлера и безопасность трансформатора на
пути перемещения к месту ero доставки, предварительно
изучают особенности трассы перемещения. Вопрос о допу
стимости проезда через имеющиеся на трассе различные co
оружения соrласуют перед перевозкой с соответствующими
орrанизациями.
При необходимости на трассе выполняют подrотовитель
ные работы. Если неровности на трассе приводят к HepaBHO
мерной наrрузке на колеса трейлера (что может привести
к поломке), необходимо поврежденные места дороrи BЫ
править и утрамбовать. Поrруженный на трейлер трансфор
матор соrласно требованиям специальных инструкций пе-
ревозят к месту установки при помощи тяrачей (автотяrачей).
В зависимости от характеристики трассы передвижения и
массы rруженоrо трейлера по самым худшим условиям рас-
четом определяют тяrовое усилие, а также тип и количе
ство тяrачей.
Для обеспечения безопасности и сохранности при Пере
возке трансформатора больших rабаритов предварительно
разрабатывают ПроеКт орrанизации такелажных работ, а
также проект производства работ, в котором содержатся все
необходимые мероприятия для перевозки трансформатора на
конкретный энерrообъект. В обоих случаях, например в
ropHbIx условиях, для облеrчения rруженоrо трейлера дo
пускается перевозка трансформатора без масла, но заполнен
Horo сухим воздухом или азотом. Перемещение по трассе
чередуется с периодическими остановами для проверки
состояния Bcero подвижноrо состава; особенно вниматель
но проверяют трейлер с трансформатором и в первую очередь
места распорок и крепления. Скорость движения автопоез
да на rоризонтальном участке трассы не должна превышать
8 км/ч, на спусках и подъемах 3 км/ч, через мосты и друrие
сооружения 0,5 км/ч.
48
\в особых случаях при отсутствии дороr (например, районы
Т мени) перевозку трансформатора производят на специ-
альных металлических площадках (санях). Этот вид транс-
портировки является особо трудоемким инебезопасным,
он требует серьезной подrотовки перед перевозкой и в
дальнейшем при перемещении трансформатора. В таких слу-
чаях разработка проектов орrанизаuии 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 ero
закрепляют в нижней части стяжками, а в верхней части рас-
тяжками, кроме Toro, в нижней части устанавливают упоры.
Расчетное тяrовое 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 rpyHTa.
На подстанциях и электростанциях, имеющих железно-
дорожный путь, перемещение трансФоrматоров 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 rидродомкраты
для подъема трансформатора.
Разrpузку (поrрузку) трансформаторов при прибытии (от-
правке) на железнодорожной платформе, автотрейлере и
санях производят соrласно расчету и схеме разrрузки.
Предусматривают и подrотавливают в определенных, lе"т2.Х
схемы подъемные средства: автокран, домкраты, эле c po-
лебедки, крановое оборудование, полиспасты, якоря. Н об-
ходимо проверить качество шпал и их КDличестrю, а также
предусмотреть рельсы необходимоrо колич ства и длиной
не менее трехкратной ширины трансформатора.
Разrрузка во MHorOM упрощается в условиях машинноrо
зала электростанций или трансформаторно-масляноrо хо-
зяйства (ТМХ) подстанций, имеющих крановое оборудование
необходимой rрузоподъемности. В таких случаях прибывший
на железнодорожной платформе (трейлере) трансформатор
располаrают 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 cor ласно схеме
подъема. Подъем трансформатора производят плавно, без
рывков. Сначала поднимают трансформатор на lOO 150 мм
и выдерживают, а затем перемещают ero на место хранения
или монтажа. Если монтаж про изводится 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 TpaHC
форматор на рельсовый путь.
При отсутствии подъемноrо крана снятие трансформатора
с платформы (или трейлера) производят с использвоанием
rидродомкратов. 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 BcnoMora
тельную клеть той же высоты. Шаr расположения шпал
должен позволять установку домкратов. Освобождают транс-
форматор на платформе от транспортных креплений и под
нимают ero 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 вспомоrательную
и основную шпательные клети. Рельсы пропускают под
днище трансформатора в определенных местах соrласно
чертежу, а при ero отсутствии рядом с балками жесткости.
Количество устанавливаемых рельсов зависит от массы
трансформа тора.
Стяrивание трансформатора с платформы производят
плавно, без рывков с помощью тяrовых механизмов (элек
тролебедки, тяrачи и др.), используя полиспасты, установ-
ленные по определенной схеме строповки. После перемеще
ния трансформатора на основную клеть удаляют направ-
ляющие рельсы и вспомоrательную шпальную клеть. В об-
ратной последовательности производят поrрузку трансфор-
матора на платформу.
Разrрузка (поrрузка) трансформатора с железнодорожноrо
транспортера сочлененноrо типа имеет специфические
отличия и производится соrласно 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 TpaHC
форматора. Избыточным давлением азота или воздуха в
надмасленном пространстве проверяют бак трансформатора
на rерметичность. Воздух подают от компрессора через сили
каrелевый или цеолитовый фильтр. Одновременно с рабо
тами по проверке на rерметичность производят предвари
тельную оценку изоляции трансформатора по характери
стикам проб масла, ВЗЯТЫХ из бака (масло проверяется на
пробивное напряжение, tg б и влаrосодержание), а также
проверяют влаrосодержание образцов картона, установлен
ных на аКТIШf-1сr, 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, прибывшеrо без масла, не
более 3 мес устанавливают контроль за наличием избыточ-
Horo 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, длительноrо хранения
трансформатора в транспортном состоянии избеrают, 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 требуемоrо уровня. Заливку осуще
ствляют без вакуумировки через нижний кран бака. TpaHC
форматоры, имеющие пленочную защиту масла, переводят
на длительное хранение без пленки в расширителе. На время
хранения устанавливают контроль за состоянием масла в
трансформаторе.
Неrерметичные маслонаполненные вводы хранят в Bep
тикальном положении в специальных стойках; допускается
хранение в вертикальном положении в транспортной упа
ковке. После перевода в вертикальное положение YCTaHaB
ливают необходимый уровень масла в маслоуказателе. Масло
из ввода сливают через маслоотборное устройство и доли-
вают через расширитель.
['ерметичные высоковольтные вводы
тальном или вертикальном Положении в
хранят в rоризон-
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 изrоrовите
ля в деревянной упаковке, хранят под навесом или в по-
мещении. Внутренние поверхности узлов системы охлаж-
дения, соприкасающиеся при работе трансформатора с Mac
лом, должны быть заrерметизированы заrлушками с рези
новыми уплотняющими прокладками. Шкафы управления
систем охлаждения хранят ПОД навесом или в ПОМeJцении.
Площадка для хранения комплектующих узлов должна
иметь оrраждение.
Монтаж трансформатора и сдача ero в эксплуатацию. Мон-
таж трансформатора производят на специально оборудованной
монтажной площадке вблизи ero собственноrо фундамента
(целесообразно на фундаменте), а также на ремонтной пло-
щадке ТМХ или на постоянном или переменном торце ма-
шинноrо зала электростанции. Монтажную площадку обес
печивают источником электроэнерrии необходимой мощности
и связью с емкостями масла со стороны стационарноrо масло
хозяйства (либо емкости располаrаются вблизи площадки).
Территория монтажной площадки должна предусматривать
работы подъемно-технолоrическоrо оборудования, а также
свободное размещение вблизи бака трансформатора подrо
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 орrанизации работ, разработанному
с учетом конкретных условий. В объем монтажных работ
входит подrотовка комплектующих узлов и деталей.
При подrотовке к установке на трансформатор вводов
З З5 кВ проверяют отсутствие трещин и повреждений фар
форовых покрышек, поверхность которых очищают от заrpяз-
нений; затем ввод испытывают испытательным напряже-
нием переменноrо тока, соответствующим классу напряже-
ния ввода.
52
Для Мd.слонаполнеННhIХ вводов 110 кВ и выше объем
подrотовительных работ обусловлен способом защиты масла
ввода от соприкnсновения с окружающим воздухом.
rерметичные маслонаполненные вводы проверяют внеш-
ним осмотром на отсутствие течи и на целостность фарфо-
pOFbIX покрышек и друrих элементов конструкции, распола-
raeMbIx с внешнеЙ стороны ввода, при этом давление масла
измеряют по показаниям манометра. Соrласно инструкции
завода-ИЗI'отовителя приводят давление во вводе до тре-
буемых значений в зависимости от температуры окружаю-
щеrо воздуха. При необходимости производят долив или слив
масла из ввода. Долив масла может производиться с помощью
ручноrо маслонасоса. Перед присоединением маслонасоса
переКрЬШRТОТ вентили со стороны ввода и бака давления,
а в перехолник вместо пробки вворачивают штуцер с резьбой
М 14хl,5. Затем приоткрывают вентиль бака давления и под
струеЙ масла из переходника надевают шланr 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,
ПРУ1ОТКРЫА вентиль со стороны бака давления, под струей
масла вворачивают пробку. Открывают вентили на вводе и
баке лавления. При реrулировании давления во вводе, замене
Мс1.lюнетра или замене поврежденноrо бака давления и
ДРУI'ИХ операциях нельзя допускать проникновения окру-
жающеrо воздуха во ввод. Подпитку ввода производят де-
rазированным маслом необходимоrо качества. Аналоrично
производят операции по частичному сливу (дол иву) масла
в rерметичные вводы, не имеющие бака давления.
Маслонаполнр-нные вводы неrерметичноЙ конструкции
проверяют внешним осмотром на отсутствие повреждений
наружной поверхности фарфора и друrих элементов конст-
рукции. При сложных повреждениях ввод заменяют на ре-
зервный, а поврежденный ввод, требующий полноЙ разбор-
ки, отrружают в централизованные мастерские. После
устранения течи устанавливают уровень масла по масло-
указателю: при температуре 15 20 ос уровень масла состав-
ляет примерно 2/3 высоты трубки маслоуказателя. Заменяют
также масло в rидрозатворе, для чеrо 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 контрольноrо отверстия. Перед уста-
новкой на бак проверяют изоляцию маслонаполненных
вводов (tg Ь, электрическую емкость основной изоляции),
у неrерметичных вводов также измеряют характеристики
масла. Измерение tg Ь и друrих характеристик изоляции про
изводят при температуре окружающеrо воздуха не ниже
+5 ос. Если температура окружающеrо воздуха ниже +5 ос,
то перед измерением характеристик изоляции вводы пред-
варительно проrревают при помощи воздуходувок в спе-
циальном инвентарном помещении ("тепляке"), при этом
скорость подъема температуры воздуха в "тепляке" не долж
на превышать 5 7 ос в час, поток rорячеrо воздуха не должен
быть направлен на фарфоровые покрышки ввода. При проrреве
вентили rерметичных вводов с баками давления должны
находиться в открытом положении. При проrреве HerepMe-
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 rерметизируют и выдерживают при
остаточном давлении не более 0,65 кПа в течение времени
в соот "'qии С - M напряжения ввода. После этоrо
под вакуумом подают трансформаторное масло, HarpeToe
до температуры 35 40 ос. Допускается замена масла без
вакуумирования способом вытеснения. Для этоrо верхнюю
часть ввода присоединяют через промежуточный кран к
вспомоrательному (инвентарному) бачку емкостью, в 3 3,5 ра-
за большей, чем объем масла ввода. Инвентарный бачок
располаrается над вводом. Полностью заполняют расшири-
тель ввода трансформаторным маслом. К нижней части BBO
да присоединяют через шланr емкость не менее ДBYKpaT
Horo объема масла ввода. Открывают маслоотборное уст-
ройство в нижней части ввода и производят слив забрако-
BaHHoro 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 pa
боты уровень масла. Выдерживают ввод под вакуумом при
остаточном давлении 1,3 кПа в течение времени, cooтвeT
54
ствующеrо классу напряжения. Все операции по доливке
масла, а также измерения изоляционных характеристик
производят в вертикальном положении ввода, для чсrо он
устанавливается на подставку .
Встроенные трансформаторы тока в период хранения долж-
ны быть полностью залиты трансформаторным масЛом. Подrо-
товка к монтажу установки BCTpOeHHOl"O трансформатора
тока состоит в осмотре ero наружных и внутренних поверх-
нос rсЙ, а также Jj ПРОИЗВОДСТDе измерениЙ в следующеЙ по-
следоватеЛЬНОСПl: проверкd. l\iасла (на проБИВlIОС' напряжение),
полярности, коэффициента трансформации, dктивноrо со-
ПРОПШЛ"НИ--J на пссх отпайках вторичной оfivlOТКИ; испы-
таниЯ изоляции приложсннЫl\t напряжением; измерения
вольт-амперной характеристики. IIеречисленные измерения
производят, если значение пробивноrо напряжения масла
соответствует нормам. Если же значение пробивноrо 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 ос в течение 8 10 ч.
HarpeB трансформаторов тока производят в специальной
печи или воздуходувкой. После сушки проверЯЮТ состоя-
ние опорных клиньев и при необходимости про изводят
расклиновку.
Охлаждающее устройство типов Д, IЩ трансформаторов,
при бывших на подстанциЮ (станцию) с завода-изrотовите-
ля или полученных с друrой подстанции,. проверяют внешним
осмотром на отсутствие механических повреждений, а затем
промывают изнутри сухим nporpCTblM маслом по схеме на
рис. 12. Промывку охладителя и ero испытание на repMe-
тичность производят в контуре, R который входят элементы
1, 2, 4, 5, 9 и 13. По.сле 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 ero rерметичность подтверждена. Одно-
временно с охладителем промывают маслопроводы системы
охлаждения в течение 1 ч маслом, HarpeTbIM дО SO"",,()O ос,
55
:1:
">
16
....
'"
'"
'"
::t:
<::
Рис. 12. Схема промывки охлаждаю
щих устройств типа ДЦ:
1 воздухоосушитель; 2 маслопо
доrреватель; 3 маслоочистительная
установка с насосом; 4 сетчатый
фильтр; 5 масляный насос ЭЦТ
(рабочий); 6 промываемые элемен
ты системы охлаждения; 7 кран OT
бора проб масла; 8 бак объемом не
менее 3,5 м з ; 9 маслопровод диамет
ром 120 мм в системе промывки;
1 О маслопровод в системе подоrре
ва и очистки масла; 11 манометр;
12 15 задвижки; 16 маслоука
затель
с пробивным напряжением не менее 45 кВ. Контур, в KOTO
рый входят элементы 15, 2, 3 и 14, необходим для проrрева
и очистки масла.
Вентиляторы проверяют внешним осмотром на отсутствие
механических повреЖдений и касания лопаток вентилято
ра внутренней поверхности диффузора (обе чайки) при Bpa
щении от руки. При необходимости производят статическую
балансировку на валу двиrателя. 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 заrлушек 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 темпер туре 20 ОС. Если сопротивление
изоляции не соответствует нормам, то производят сушку
изоляции обмоток одним из доступных способов, например
путем включения двиrателя с заторможенным ротором на
напряжение, равное 10 15 % номинальноrо. При достиже-
нии нормированноrо сопротивления изоляции продолжают
сушку еще 2 3 ч. Практика показывает, что в течение этоrо
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 pe
зультатам испытания по пробивному напряжению или вла
rосодержанию пробы масла, взятой из полостей охладите
ля. При испытании на rерметичность 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 (силикаrелем).
Расширители с пленочной защитой отличаются большим
объемом подrотовительных работ. Эластичную емкость
перед установкой в расширитель проверяют на маслоплот
ность путем заполнения емкости воздухом до избыточноrо
давления 3 кПа, при этом внешнюю поверхность покрывают
раствором мыльной пены для обнаружения мест утечек.
После проверки внешняя поверхнЬСТь должна быть тщатель
но промыта.
Одновременно проверяют на rерметичность 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
2
1
Рис. 13. Схема удаления воздуха из расширителя с пленочной защитой масла:
1 стеклянный маслоуказатель; 2 зластичная емкость; 3 патрубок; 4
манометр; 5 кран; 6 источник подачи сжатоrо воздуха; 7 трансформаторное
масло; 8 отсечной клапан; 9 маслопровод
57
трубкой и воздухопровод с манометром. Заполняют расши-
ритель !\.Iаслом необходимоrо качества с температурой
10 ос до 50 70 % ero объема. Удаляют воздух из отсечноrо
клапана, открывая вручную заСJlОНКУ клапана на 5 10 с.
При :закрытом кране подачи масла в расr.пиритель заполняют
rибкую оболочку сухим воздухом до избыточноrо давления
15 кПа. При появлении масла временно уплотняют верхние
пробки заrлушек и выдерживают расширитель в таком
состоянии 30 мин. Вновь открывают пробки и после выхода
воздуха снова их уплотняют. Снижают данление воздуха в
оболочке до атмосферноrо, при этом оболочка в результате
удаления воздуха будет прилеrать к стенкам расширитеi1Я
и поверхности маСJlа. Операции по созданию давления в
оболочке и выпуску воздуха повторяют несколько раз, доби-
ваясь ПОЛНОrо прекращения выделения воздуха и плотноrо
прилеrания оболочки, после чеrо 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 BHyrpeH-
неЙ поверхности оболочки, приыеняя лампы напряжением
не выше 36 В. При правильной сборке оболочка плотно при-
леrает к стенкам расширителя и поверхности масла, не имеет
переrибов и складок в нижней части, которые моrли бы
нарушать ра [у указателя уровня масла. После проверки
оБОЛ(JЧКИ устанавливают маслоуказатель, рычаr" KOToporo
имеет шаровой оконцеватель.
Расширитель, не имеющий пленочную защиту, проверяют
внешним и внутренним осмотром и при необходимости очи-
щают, а затем проверяют Ий плотность путем соз ания избы-
точноrо давления воздуха так же, как и при прс.верке на
П.'10ТНОСТЬ расширителя с пленочной защитой.
Подrотовка устройств азотноЙ защиты здесь не рассмат-
ривается, так как в настояще время в эксплуатации этот
вид защиты рекомендовано заменять на пленочную защиту,
а заводы-изrотовители прекратили выпуск трансформато-
ров с азотной защитой.
В период сборки (монтаж) трансформатора производят
нроверку и подrотовку устройств аqтоматическоrо управления
систе:-.юй охлаждения, а также контролыI-измерительныыx
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 co
стоянию фиксирующих шипов на дне бака (на отсутствие
следов сдвиrа), состоянию ярмовых балок и распорных вин-
тов, а также друrих элементов креплений активной части
в баке;
маrнитопровод проверяют на отсутствие повреждения
электротехнической стали в доступных местах (измеряют
сопротивление изоляционноrо покрытия по пакетам) прес-
сующих полу бандажей и шпилек, на отсутствие разрывов
и повреждений бандажной изоляции;
встроенное переключающее устройство проверяют на от-
сутствие повреждений изоляционных и друrих конструк-
тивных деталей и надежность их крепления; на отсутствие
перекосов приводных валов и чрезмерноrо 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
линейноrо отвода обмотки ВН относительно барьера (не
должно быть касаний края барьера с отводом);
проверяется опрессовка обмотки и элементов конструкции
маrнитопровода. Значения усилий опрессовки обмоток,
выполненной с помощью rрадуированных ключей, приводят
ся в технической документации на трансформатор. При необ
ходимости опрессовку обмоток целесообразно производить
с использованием rидродомкратов и только после опрес-
совки ярм. При опрессовке обмоток выполняют затяrива
ние прессующих винтов равномерно по всей окружности.
Обмотки мощных трансформаторов, требующих создания
значительных усилий, рекомендуется опрессовывать с при-
менением rидродомкратных устр<,йств. Независимо от спо-
соба опрессовку следует начинать с обмотки, требующей
наибольшеrо усилия опрессовки;
проверяют схему заземления трансформатора и состоя-
ние изоляции узлов маrнитопровода с применением Mera
59
омметра. Поврежденные элементы изоляции заменяют.
В некоторых случаях, если места замыкания невозможно
устранить, в схему заземления устанавливают дополнитель
ный резистор для оrраничения тока в контуре (для 60ЛЬШИН-
ства трансформаторов сопротивлением около 3000 Ом).
Для правильной установки резистора необходимо точно оп-
ределить место нарушения изоляции и оценить rеометрию
возможноrо контура.
После окончания ревизии активную часть трансформа-
тора промывают струей rорячеrо cyxoro масла, сливают пол-
ностью остатки масла и насухо вытирают дно, а затем YCTa
навливают у мощных трансформаторов съемную часть бака.
у трансформаторов с верхним разъемом (крышкой) опускают
ак тивную 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 rерметиза-
ции производят оперативно без излишнеrо нахождения aK
тивной части на воздухе.
у становку вводов ВН следует производить крайне вни
ма тельно, cTporo выдерживая уrол 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 проверяlОТ правильность распо
ложения отвода обмотки ВН расстояние отвода до края
изоляционных цилиндров и переrородок 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 ero маслом, а вводы
напряжением 500 кВ и выше до заполнения бака трансфор-
матора маслом.
При наклонном расположении ввода на баке трансформатора
rазоотводный патрубок и пробка должны быть расположены
на опорном фланце в крайнем верхнем положении, а CTeK
ло указателя уровня масла неrерметичных вводов в полос
ти, перпендикулярной плоскости наклона.
Трансформаторы тока 6 35 кВ устанавлинают на баке
l"рансф:). lт()ра BM c, '. ПРСДВЗР1-IТLЛЫ" '<ll": Ч ;"lС,J1'L.'-П
ЬО
на них вводами 6 З5 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, rерметизации и подrотовки
трансформатора к вакуумирQванию продолжают работы по
установке (присоединению) системы охлаждения, расши-
рителя, rазоотводной 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 ero 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 rлавным образом
при заполнении системы охлаждения HaBecнoro или rpyn-
nOBoro исполнения.
Одновременно с работами по вакуумированию и запол
нению бака маслом производят работы по монтажу отдель-
ных узлов трансформатора, располаrаемых с внешней сто-
роны трансформа тора. у станавливают шкафы управления
охладителями типа ШАОТ. Производят также монтаж сило-
вых и контрольных кабелей, предназначенных для питания
двиrателей и насосов системы охлаждения. Проводят
проверку сопротивления изоляции всех электрических цепей,
которое должно быть не менее 0,5 мОм. Кроме Toro, прове
ряют поочередно работу вентиляторов и маслонасосов
(направление вращения крыльчатки вентиляторов, отсутст-
вие касания лопаток вентилятора обе чайки 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
питающеrо кабеля.
Перед включением в работу систему охла)f,.дения прове
ряют. Проверку систем охлаждения типа ДП и U производят
б1
при открытом кране на всасывающем маслопроводе и при
закрытом кране на наrнетающем. Включают насос и прове-
ряют создаваемое им давление по показаниям установ-
ленноrо 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 з 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 холостоrо хода при пониженном одно-
фазном напряжении;
измерение активноrо сопротивления обмоток (на посто-
янном токе);
измерение коэффициента трансформации;
проверка rруппы соединения обмоток;
испытание изоляции приложенным напряжением.
Кроме Toro, по ходу сборки трансформатора производят
измерения и испытания комплектующих узлов и арматуры. При
этом следует помнить, что постоянное напряжение может
вызвать дополнительное намаrНичивание маrнитной си-
стемы трансформатора и, как следствие, будет получено
завышенное значение потерь холостоrо хода, поэтому потери
холостоrо хода при малом возбуждении измеряют до Harpe-
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 изrотовителя.
На фундаменте в зависимости от конструкции трансфор
м:атора при необходимости создают уклон по направлению к
rазовому 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.
Полностые 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 ос. 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
при соединяют металлическими шинами к общему контуру
заземления подстанции. Через оБIЦИЙ контур заземляют и
бак трансформатора. Для подсоединения заземляющей шинки
на баке трансформатора имеется болт заземления.
Натраивают и проверяют действие rазовой заIЦИТЫ на
отсутствие ложных срабатываний при включении и отклю
чении системы охлаждения и на срабатывание реле при
вытеснении из ero полости масла.
rOTOBHOCTb включения трансформатора в работу оформля
ют технической документацией, допускающей трансформа
тор к эксплуатации.
После монтажа HOBoro или отремонтированноrо TpaHC
форматора оформляют техническую документацию. Tex
ническая документация впервые вводимоrо в работу TpaHC
форматора включает в себя акт приемки трансформаТОра
после транспортировки, акт о хранении трансформаторов
(в нем отмечаются особенности хранения), акты о проверке
rерметичности и об оценке увлажнения изоляции TpaHC
форматора с заключением о допустимости ero включения
без сушки, акты о выполнении отдельных работ по установ-
ке комплектуюIЦИХ 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 op
rанизаций, участвующих в приеМКе, хранении и монтаже
трансформатора, и утверждает руководство эксплуатацион
ной орrанизации, 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, неrерметичных маслонапол-
ненных вводах, в контакторе, а также наличие давления
в rерметичных вводах.
Проверяют работу термометров и термосиrнализаторов.
Проверку цепей термосиrнализаторов 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 Toro, проверяют:
узлы подсоединения к линейным выводам и нейтрали
разрядников;
состояние подсоединения всех цепей силовых и КОНТРОЛl>-
ных кабелей. Пепи вторичных обмоток трансформаторов
должны быть постоянно замкнуты на при боры или закоро
чены, так как размыкание цепи приведет к повреждению
трансформаторов тока;
действие механизмов блокировки выключателей;
действие всех установленных защит;
отсутствие воздуха в rазовом реле.
Включение трансформатора на номинальное напряжение
ПРОИЗВО;:IЯТ то.]ько пссле подтверждения ero rотовности и
утверждения сдаточной технической документации.
rn8B8 третья
opr АНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
6. Эксплуатационная документация
Эксплуатационная документация включает в себя:
техническую документацию в объеме сопроводительной
документации завода изrотовителя и материалов приемки,
хранения и монтажа (или ремонта) трансформатора;
техническую документацию, связанную с ремонтом и
техническим оБСЛУЖliванием 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 реrулирования напряжения,
термосиrнализатора, rазовоrо реле и Т-П. Кроме Toro, в доку-
ментации завода-изrотовителя приведены основные rаба
ритные и сборочные чертежи активной части маrнитопро
вода, отводов, схемы обмоток и заземления маrнитопровода
и в целом трансформатора, заводской щиток (табличка)
с основными характеристиками трансформатора, сертифика
ты и паспорта на некоторые узлы трансформатора.
В технический паспорт вносят сведения по трансформатору
с момента включения в работу до ero списания. К эксплуа
тационной документации относится также и оперативная дo
кументация (журнал), в которой отражаются все действиЯ
оперативноrо 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 ero устранению. В ведомости наrрузки 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 ero 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 энерrосистеме, а также местные инструкции, составлен-
ные для конкретных условий электростанции (подстанции).
7. Схемы включения трансформаторов
Схемы электрической связи трансформаторов 1 и 1I rаба-
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 reHepaTopoB, и, чтобы их объ-
единить и надежно передать полную мощность по HeMHoro-
численным линиям электропередачи, применяются различ-
ные схемы соеДинений подстанций.
Схемы присоединения rлавных трансформаторов. Наиболь-
шее распространение получили следующие r лавные 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. 1 б);
1
о)
j
6)
Рис. 14. Схема включения rлавных трансформаторов районных понижаюl11ИХ
подстанций на стороне ВН;
Q блок с предохранителем: б блок с отделителем; в два блока с неавто-
матической замыкающей перемычкой; i! 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
rлавные схемы соединений электростанций:
схема с двумя выключателями на цепь и двумя система-
ми шин;
схемы мноrоуrольников (с диаrональными перемычками,
два связанных мноrоуrольника и пр.);
схема блока rенератор трансформатор линия с уравнитель-
ной системой шин или без нее.
l
r ""
Q:
I
r.:
I
Рис. 16. Схема с одним вы лючателем на цепь, с двумя основными и обходной
системами шин
67
Выбор конкретной rлавной
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-
Horo энерrоблока;
количество операций разъединителями должно быть ми-
нимальным;
ремонт всех выключателей 110 кВ и выше должен быть
возможен без отключения энерrоблоков, линий, трансфор-
маторов связи и собственных нужд;
должна быть исключена -одновременная
систем шин и двух цепей транзита, а также
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 rлавных трансформаторов районных
подстанций. Пля 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 З5 220 кВ приме-
няются в настоящее время схемы без выключателей на сто-
68
Рис. 17. Схема тремя выключателями
на два присоединения и двумя систе-
мами шин (полуторная схема)
потеря обеих
резервных ис-
роне ВН с применением отделителей и короткозамыкателей.
Отличием таких схем является большее количество KOMMY
таций при К3 на линии, что связано с появлением бесто
ковых пауз, вредно влияющих на режим работы оборудова
ния у потребителей.
Схемы включения rлавных трансформаторов понижающих
подстанций напряжением 6 lO кВ. Оrраничение тока К3
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 оrраничением токов
К3 с помощью токооrраничивающих реакторов.
Трансформаторы собственных нужд со стороны НН защи-
щаются выключателем или предохранителем в зависимо
сти от мощности трансформатора собственных нужд и токов К3.
8. Контроль режима работы трансформаторов.
nopllAOК включенИII, отключеНИII и реrулироваНИII напр"жени"
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 pe
жим трансформатора контролируется работой термосиrна
лизаторов.
Наrрузочный режим трансформатора в зависимости от
характера наrрузки изменяется в течение суток. Допуска-
ются систематические переrрузки, определяемые xapaKTe
ром суточноrо rрафика наrрузки, температурой охлаждаю
щей среды и недоrрузкой в летнее время. Особенно внима-
тельно контролируется режим наrрузки у автvтрансформа
торов, имеющих электрическую связь обмоток ВН, СН.
У автотрансформаторов в режиме компенсированной Ha
rрузки 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 reHepaTopbI или синхронные компенсаторы.
В этом режиме может возникнуть переrрузка обмоток СН.
69
Поэтому режим наrрузки 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 ней траль одной из фаз [8].
В инструкциях по эксплуатации автотрансформатора ука-
заны допустимое распределение наrрузок в различных
режимах или предельные значения токов для каждой из
обмоток (включая ток линеЙноrо вывода СН). У трехобмо-
точных трансформаторов распределение длительных на-
rрузок по обмоткам в любых режимах должно соответство-
вать условию, что ни одна из обмоток не будет наrружена
током, превышающим номинальный.
Теrmовой режим трансформатора контролируется по тем-
пературе верхних слоев масла и по наrрузке. Нормируется
температура верхних слоев масла, а износ бумажной изоля-
ции зависит от температуры наиболее наrретой точки, до-
пустимое значение которой принимается в зависимости от
вида охлаждения трансформатора. При оценке теПловоrо
состояния трансформатора необходимо учитывать, что ус-
тановившееся тепловое состояние обмотки наступает че-
рез 30--40 мин после установления значения тока наrруз-
ки. Температура верхних слоев масла достиrает HOBoro зна-
чения у трансформаторов с естественной циркуляцией Мас-
ла через 10 16 ч. Поэтому при кратковременных переrруз-
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 наrрузкClЙ. В электроустановках с посто-
янным дежурным персоналом ведется контроль наrрузки
с записью показаний амперметра в ведомость с Периодич-
ностью, устанавливаемой местными инструкциями. При ра-
боте трансформатора с переrрузкой измерение наrрузки
необходимо производить чаще, и при достижении допусти-
Moro предела длительности переrрузки необходимо принять
меры по разrрузке трансформатора. В электроустановках без
постоянноrо дежурноrо пер сон ала контроль наrрузки про-
70
изводится с периодичностью, определяемой местными ИН-
струкциями, но не реже 1 2 раз в rод во время максималь-
ной наrрузки [1].
Контроль напряжения необходим, так как первичное
напряжение постоянно изменяется в процессе эксплуата-
ции в зависимости от наrрузки, режима работы электриче-
ской сети или напряжения reHepaTopa (при работе транс-
форматора в блоке с reHepaTopoM). Снижение напряжения
нежелательно, так как приводит к различным нарушениям
у потребителей электроэнерrии, хотя и безопасно для транс-
фОр 1атора. Повышение напряжения выше нормируемых
значений также нежелательно как для потребителей элек-
троэнерrии, так и для caMoro трансформатора, так как при-
водит к увеличению индукции в маrнитопроводе и, следо-
вательно, к недопустимому переr,реву активной стали. Кроме
Toro, 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.
Реrулирование напряжения обеспечивается работой
устроЙств ПБВ или РПН. Трансформаторы с УС'i'ройством
РПН, как правило, оснащены блоками автоматическоrо ре-
rулирования напряжения типа АРНТ. Допускается в от-
дельных случаях перевод трансформатора на дистанционное
реrулирование напряжения. Если дистанционное реrули-
рование неработоспособно, допускается временно, до уст-
ранения неисправности, осуществлять местное управление
приводным механизмом устроЙства. Работа устройств РПН,
не имеющих проrрева, при температурах 20 ос и ниже не
допускается. Как было отмечено ранее, при низких темпе-
ратурах резко возрастает вязкость трансформаторноrо мас-
ла и подвижные элементы устройства РПН (особенно кон-
тактора), встречая большое сопротивление вязкоrо трения,
юrут повредиться. Поэтому устройство РПН включенноrо
в есть трансформатора аВТО 1атически вводится в работу
только после предварительноrо проrрева трансформатора в
режиме холостоrо хода или после некоторой работы с непол-
ной наrрузкой.
71
у понижающих автотрансформаторов с встроенным pe
rулятором напряжения, установленным в нейтрали, не дo
пускается режим, вызывающий перевозбуждение и переrре
вы маrнитопровода. Перевозбуждение стержня мarнито
провода контролируется по показаниям щитовоrо кило-
вольтметра обмотки НН. Превышение рабочеrо напряжения
над номинальным напряжением обмотки НН в процентах
равно с приемлемой точностью значению пере возбуждения
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, изrотовленных по rOCT 11677---65,
допускается повышение напряжения сверх номинальноrо:
а) длительно на 5 % при наrрузке не выше номиналь
ной и на 10 % при наrрузке не выше 0,25 номинальной;
б) кратковременно:
до 6 ч в сутки на 10 % при наrрузке не выше номиналь
ной (на трансформаторах не выше 330 кВ);
не более 20 мин на 15 %;
на 20 с на 30 %.
Для трансформаторов, изrотовленных по rOCT 11677 75
и rOCT 11677 5*, нормы допустимоrо длительноrо Превы-
шения напряжения HeMHoro больше.
В трансформаторе, длительно находящемся в резерве, при
низких температурах недопустимо резко снижается подвиж-
ность трансформаторноrо масла. При ero включении нарушает-
ся теплообмен, что может привести к переrреву и нежелатель
НОМУ старению изоляции токопроводящих элементов KOHCTPYK
цИИ активной части трансформатора.
Порядок включения и отключения трансформатора. Вклю
чение вновь прибывшеrо и прошедшеrо монтаж трансфор-
матора, особенно rоловноrо образца, производится с особой.
тщательностью и вниманием. Блочные повышающие трас-
форматоры опробуются постепенным подъемом напряжения
reHepaTopa от нуля. ЭТО дает возможность обнаружить воз-
можный дефект на ранней стадии ero развития и тем самым
предупредить значительные повреждения трансформатора.
Подъем напряжения с нуля производится плавно снача
ла до 50---60 % номинальноrо напряжения в течение 1 2 мин,
а затем ступенями по 20 15 % с выдержкой на каждой CTY
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 номинальноrо значения с выдержкой в течение
1 мин (для трансформаторов бесшпилечной конструкции
маrнитопровода).
На подстанциях такой способ включения трансформатора
в работу невозможен, и поэтому ненаrруженный трансфор-
матор включают толчком на полное напряжение сети. Для
отстройки дифференциальной защиты от бросков намаrни-
чивающеrо 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 ry л, без повышенных местных тонов и по
сторонных 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 дистанционноrо
управления приводом переключающеrо устройства соrлас-
но заводской инструкции.
После завершения опробования трансформатора рабочим
напряжением производится ero фазировка, т .е. проверка
соответствия фаз напряжения на всех обмотках трансфор-
матора фазам соответствующих элементов схемы подстан-
ции, тем самым подтверждается ero rOToBHoCTb к включе-
нию под наrрузку (длительную работу). При фазировке про-
веряется допустимость параллельной работы трансформаторов
как между собой, так и с энерrосистемой.
Отключение и включение трансформатора производится
в полном соответствии с указаниями действующей "Типовой
инструкции по переключениям в электроустановках"
(ТИ 39-70 040-8S), а также с указаниями местных инструк-
ций энерrопредприятий, учитывающих особенности рабочих и
ремонтных схем электрических соединений, конструктив-
ное выполнение распределительных устройств и орrаниза-
73
цию оперативноrо обслуживания. Переключения выпол
няются в строrой последовательности и, как правило, по
бланкам переключений, утвержденным r лавным инжене
ром энерrОПредприятия. В бланках переключений записы-
ваются все операции с коммутационными аппаратами и
цепями оперативноrо тока, операции с устройствами релей
ной защиты и автомаТИJ<И (а также с цепями питания этих
устройств), по включению и отключению заземляющих но-
жей, наложению и снятию переносных заземлений, по фа
зировке оборудоваНJ-:Я, операuии с УСТрОИСlвами TeileMcxa
ники и друrие в очередности их выполнения.
Отключения 11 ;ЗКЛЮЧСНr1Я трансформатора в заnисныо..>
ти от схемы при соединения производятся различными КОМ-
мутационными аппаратаr.IИ. Обычно для снятия наrрузки
или включения под наrрузку применяют выключатель.
Однако в тех схемах соединения, rде отсутствует выключа
тель, снятие и Подачу напряжения на трансформатор можно
производить разъединителями (отделителями), при этом
следует учитывать намаrничивающий ток трансформатора
и расстояние между полюсами установки. Кроме Toro, необ-
ходимо помнить, что намаrничивающий ток можно снижать
у трансформаторов с устройствами РПН: путем переключе
ния переключателя в положение, при котором наПряже
ние соответствующеrо ответвления будет выше, чем под-
водимое напряжение сети, достиrается снижение возбуж
дения маrНИТОПровода.
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 ero срабатыва-
ние. Отключение и включение ненаrруженных трансфор
маторов MorYT сопровождаться перенапряжениями. Безо-
пасный для изоляции трансформатора процесс коммутации
обеспечивается предварительным заземлением нейтра пи
при отключении отделителем намаrничивающеrо тока
трансформатора 110 220 кВ, а также при коммутациях с
помощью выключателей 110 кВ, не имеющих шунтирующих
сопротивлений (при наличии сопротивлений возможно воз-
никновение значительных перенапряжений).
74
Отключать и включать ненаrруженный трансформатор,
к нейтрали KOToporo подключен дуrоrасящий реактор,
во избежание появления пере напряжений необходимо Пос
ле отключения дуrоrасящеrо реактора.
Заземление и отключение нейтрали трансформатора MO
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 rлухим заземлением нейтрали.
9. Периодические осмотры и контроль состояния трансформатора
в электроустановках с постоянным дежурным персоналом
осмотры и контроль состояния rлавных трансформаторов
(электростанций и подстанций), а также трансформаторов
собственных нужд производятся не реже 1 раза в сутки; oc
тальные трансформаторы должны осматриваться не реже
1 раза в неделю на установках с постоянным дежурством, не
реже 1 раза в месяц на установках без постоянноrо дежурства
и не менее 1 раза в 6 мес на трансформаторных пунктах.
В зависимости от местных условий (заrрязненность aT
мосферы, высокая температура окружающеrо воздуха и дpy
rие климатические факторы), а также при наличии недо-
статков в конструкции трансформатора осмотры MorYT произ
водиться чаще.
На энерrопредприятиях ежеrодно составляют rрафики
проведения осмотров, при этом периодические осмотры
трансформаторов приурочиваются к осмотрам друrоrо обо
рудования энерrоблока электростанций. При возникновении
неполадок трансформаторы подверrаются более частым
внеочередным осмотрам. При плановом периодическом
осмотре проверяют состояние внешней изоляции: степень
заrрязненности, 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-
ro визуальноrо 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 переrревов 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 MaHO
метру rерметичных вводов проверяется маслоплотность
вводов и наличие внутренних дефектов. При осмотре про
веряется наличие масла в rазовом реле (через смотровое
окно), а также состояние отсчетноrо клапана на маслопро
воде между rазовым реле и расширителем. Должно быть
проверено состояние предохранительноrо клапана на OT
сутствие течи через Hero. Проверяют целостность и исправ
ность манометров и термосиrнализаторов, элементы систе
мы охлаждения; выявляют (используя виброrрафы) масло-
насосы с поврежденными подшипниками и своевременно
заменяют их. Повышенная вибрация может привести к по
вреждению крыльчаток вентиляторов обдува системы ox
лаждения. Обломившаяся часть крыльчатки повреждает
охладитель, вызывает течь масла. При осмотре проверяется
также состояние силикаrеля 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 соrласно инструкции по эксплуатации производится
отбор пробы масла на химический и хроматоrрафический
анализы. По содержанию воздуха в масле определяют нор-
мальное состояние пленочной защиты трансформатора,
76
а по росту влаrосодержания качество rерметизации (уп-
лотнений). По анализу rазов определяют наr.ичие 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-
ПОЛН51ЮТСЯ. При обнаружении значительноrо повреждения
дальнейший осмотр прерывается, дефект устраняется. Толь-
ко после этоrо осмотр возобновляется и завершается. Ero
следует выполнять при cTporoM 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 rазовоrо реле).
Помимо плановых осмотров в экстремальных случаях
(значительное снижение температуры окружающеrо воз-
духа, yparaH, сильный снеrопад, rололед) или после зем-
летрясения выполняют внеочередные осмотры. Эти осмот-
ры следует выполнять также после близких коротких за-
мыканий, появления сиrнала rазовоrо реле, а также при
работе трансформатора в режиме аварийной переrрузки.
При длительной переrрузке тщательно следят за уровнем
масла в расширителе. В эксплуатации отмечены случаи
срабатывания в режиме переrрузки предохранительных кла-
панов в трансформаторах с пленочной защитой масла. Что-
бы предупредить срабатывание предохранительных клапа-
нов при таком режиме, возможно, потребуется слив неко-
Toporo 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 11 О кВ и выше и произвести снятие круrовой
диаrраммы у устройств РПН.
Контроль за состоянием трансформатора обеспечивает ero
безаварийную работу в течение Bcero 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 дн_
аrностики, так и удешевлению контроля путем отказа на
основе технико-экономическоrо обоснования от некоторых
неэффективных видов проверок. Например, проведенный
во ВНИИЭ анализ показал, что затраты на rеrулярные ана-
лизы пробы масла массовых трансформаторов 1 и 11 rабаритов
значительно превышают убытки от HeKoToporo повышения
повреждаемости этих трансформаторов. Поэтому Минэнер-
ro СССР решением от 1980 r. отменило анализ пробы масла
из всех трансформаторов мощностью до 630 кВ.А.
10. ИспытаНИII трансформатора и профилактические работы,
СВllзанные с ero отключением
Испытания и измерения силовых трансформаторов, per-
ламентируемые [2, 3], производятся с определенной перио-
дичностью в проuессе эксплуатаuии в uелях проверки основ-
ных технических характеристик трансформатора и отдель-
ных ero узлов.
При работе трансформатора в энерrоблоке эти испытания
приурочиваются ко времени вывода в ремонт котла, турби-
ны и турбоrенератора.
В объем испытаний и измерений входят испытания,
позволяющие оuенить состояние изоляuии, а также:
измерение потерь холостоrо хода при малом однофаз-
ном возбуждении;
измерение активноrо сопротивления обмоток (R 6o и R15'
т.е. через 60 и 15 с после включения MeraoMMeTpa);
измерение коэффиuиента трансформаuии;
проверка rруппы соединения обмоток;
испытание изоляuии приложенным напряжением.
Состояние изоляции оuенивается по результатам изме-
рения R 60 и R 15 каждой обмотки по отношению к друrим
заземленным обмоткам. Измерения производят при тем-
пературе не ниже 10 ос у трансформаторов мощностью
до 80 МВ.А и напряжением до 150 кВ и при температуре
не менее нижнеrо значения температуры, приведенноrо
в паспорте, у трансформаторов 220 1150 кВ и у трансформа-
торов мощностью свыше 80 МВ.А, напряжением 110 и 150 кВ.
у трансформаторов, не подверrавшихся проrреву, за темпе-
ратуру измерений принимается температура верхних слоев
78
масла, а у трансформаторов, подверrавшихся HarpeBY,
средняя температура обмотки ВН фазы В, определяемая
по сопротивлению постоянному току не ранее чем через
1 1,5 ч после отключения HarpeBa (или отключения TpaHC
форматора из работы) на спаде температуры.
Сопротивление изоляции измеряется MeraoMMeTpoM
2500 В. TaHreHc уrла диэлектрических потерь (tgl») измеря
ется по перевернутой схеме пр напряжении 10 кВ, но не
более 60 % испытательноrо напряжения.
В процессе ревизии аКТИВНОЙ частИ трансформатора (в
период монтажа, ремонта, сушки изоляции) состояние ув-
лажненности ero обмоток оценивается измерением отношения
ДС/С с помощью серийноrо прибора ПЕКИ>1 (в энерrосисте
мах применяют также старые приборы ПКВ 7). Результат
измерения ДС/С не нормируется, но используется при комп-
лексном рассмотрении характеристик изоляции, получен
ных друrими способами измерений. Результаты проведенных
измерений сравнивают с заводсКИМИ характеристиками, при
веденными в паспорте трансформатора. При необходимости
результаты измерения R 60 и tg l) приводят К температуре,
указанной в паспорте, путем пересчета в зависимоСТИ от
разности температур.
Характеристики изоляции необходимо измерять всеrда
по одним и тем же схемам и в определенной последователь
ности.
При комплексном рассмотрении результатов измерений
(сопротивление изоляции, tg б, емкости обмотоК относи-
тельно земли и друr друrа, относительноrо прироста eMKOC
ти при изменении частоты или длительности разряда)
дается предварительная оценка состояния изоляции и
заключение о необходимости сушки изоляции. При вводе
в эксплуатацию HOBoro трансформатора необходимо при-
нима ть во внимание условия транспортировки, хранения,
правиЛьность проведения монтажных работ, характеристи
ки масла в баке трансформатора, а также длительность
нахождения активной части в разrерметизированном со-
стоянии при ревизии во время монтажа (то же при ремонте).
Измерение потерь холостоrо хода для трансформаторов
10000 кВ.А и более производят при пониженном напряжении
(возбуждении) перед измерениями сопротивления посто-
янному току, чтобы избежать повышения потерь ХХ из-за
79
намаrничивания стали трансформатора. Снятие остаточ-
Horo намаrНичивания производят однократным плавным
увеличением и последующим плавным снижением возбуж-
дения переменным напряжением.
По результатам измерения определяют состояния маrни-
топровода трансформатора (замыкание листов стали Mar-
нитопровода, образование по различным причинам корот-
козамкнутых контуров в узлах крепления маrнитопрово-
да). Значение потерь ХХ в эксплуатации не нормируется,
так как со временем из-за ухудшения свойств стали потери
ХХ имеют тенденцию к повышению. Если маrнитопровод
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 маrнитопровода.
Потери ХХ 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
фазА и с;
в) аналоrично для фазы С.
Потери в трансформаторе
I
РО '=
Р ОА + РОВ + Р ОА
2
rде Р оА , РОВ и Р ОА потери, определенные при указанных
трех опытах (за вычетом потребления прибора) при одина-
ковых значениях Подводимоrо 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-
ПОЛЬЗУlf'тся 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 Toro, для повышения
точности измерений применяют схемы и выдерживают pe
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 друrих фаз, не должны отличаться друr от
друrа более чем на 2 %, за исключением случаев, коrда
это orOBopeHo 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 низшеrо, а друrой
к обмотке высшеrо напряжения. Класс точности измери
тельных вольтметров должен быть не ниже 0,2.
Путем проверки rруппы соединения обмоток определяют
тождественность rруппы 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 высшеrо аа!"1рЯ
жения и низшеrо называется rруппой соединения, xaiiaKTe-
ризующей уrловой СДDиr векторов линейноrо чапряжения
обмотки низшеrо напряжения относительчо веКторов линей
Horo напряжения обмотки высшеrо напрs:жения. Поэто,-.лу
при несоблюдении тождественности rрупп соединения меж
ду обмотками трансформаторов возникают уравнительные
ТОКИ, значительно Il'евосходящие номинальные токи Tpac
форматоров. Эти уравнительные токи вызывают чрезмер
ные переrревы изоляции (интенсивное старение), что при-
водит к повреждению трансформатора.
Наиболее характерными недостатками, выявленными
при проверке rруппы соединения обмоток, являются не-
81
правильно выполненная маркировка вводов трансформатора
инеправильное подсоединение отводов обмоток к вводам.
rруппы соединения обмоток проверяют одним из следу-
ющих способов: двумя вольтметрами, постоянным током,
фазометром (прямой метод), с помощью специальноrо мос-
та одновременно с измерением коэффициента трансфор
мации {компенсационный метод).
Метод двух вольтметров основан на совмещении вектор-
ных диаrрамм первичноrо и вторичноrо напряжений и
измерении напряжения между соответствующими вывода-
ми с ПОС.педующим сра13нением этих значений с расчетны-
ми, привсденными в справочных таблицах.
Совмещение достиrается соединением между собой од-
ноименных выводов А и а обмотки ВН и НН. ДЛЯ исключе-
ния возможных ошибок при испытании трехфазных транс-
форматоров необходимо обращать внимание на симметрию
трехфазноrо напряжения питания. Подачу напряжения
допускается производить со стороны любой из обмоток.
Метод применим для однофазных и трехфазных трансфор-
маторов. Применяются также методы постоянноrо тока и
фазометра.
Проверку электрической
водят в период монтажа и в
атации соrласно [3].
В момент приложения повышенноrо 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)
неизолированными отводами
соединения к ШПИЛьке ввода;
местные увлажнения и заrрязнения (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 испытательноrо трансформатора зависит от
зарядной мощности испытываемой обмотки и определяет-
82
прочности изоляции произ-
дальнейшем в процессе эксплу-
расстояния между rибкими
обмоток НН в месте их под-
ся ее емкостью и значением иcnытательноrо напряжения
и выбирается из условия допустимости HarpeBa измери-
тельноrо трансформатора емкостным током испытуемоrо
объекта.
В зависимости от класса напряжения трансформаторы
до 35 кВ испытываются без предварительноrо HarpeBa,
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 иcnытательноrо трансформатора, измерение испы-
тательноrо 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 rаза и дыма, по результатам rазохроматоrра-
фическоrо анализа масла, по] показания м при боров 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,
друrие остаются разомкнутыми.
Измерение потерь и напряжения Kopoткoro замыкания
производится в эксплуатации в целях определения и нор-
мирования значений и к и Р К трансформаторов, прошедших
ремонт с заменой обмоток. По значению и к с последующим
расчетом сопротивления К3 ZK можно выявлять поврежде-
ние обмоток (деформацию) и необходимость вывода транс-
форматора в ремонт.
Опыт К3 проводят , как правило, при токе не менее 25 %
номинальноrо тока на номинальной ступени напряжения
обмоток, а для трансформаторов с реrулированием напря-
жения под наrрузкой и на крайних положениях переклю-
чателя ответвлений.
Фазировку проводят перед включением трансформаторов
на параллельную работу после монтажа или Проведенноrо
ремонта. Проверяют при этом допустимость параллельной
83
работы как самих трансформаторов, так и трансформаторов
с энерrосистемой.
При фазировке поочередно производят измерение на-
пряжений между фазой подключаемоrо 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 Me
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 TpaHC
форматорыl 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 трансформаторноrо масла. Масло в
силовых трансформаторах, особенно мощных, находится
под периодическим контролем. При комплексном обсле
довании трансформатора состояние масла определяет ero
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 (низко молекулярные 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 rл. 4 приведены предельно допустимые
показатели физико химических и диэлектрических свойств
как вновь заливаемоrо, так и эксплуатационноrо TpaHC
форматорноrо масла.
Э л е к т р и ч е с к а я прочность является одной из OCHOB
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 друr от друrа. Для испытаний можно ИСПОЛь
зовать аппараты АИИ 70, АИМ-80 либо друrоrо типа.
Для свежеrо масла пробивное напряжение должно быть
не менее 30 кВ. Масло с таким пробивным напряжением
может быть залито в ряд трансформаторов без специаль-
ной подrотовки. Для трансформаторов 35 кВ и выше требо-
вания более жесткие (см. табл. 2 в rл. 4).
Снижение пробивноrо напряжения свидетельствует,
как правило, о заrрязнении масла водой, воздухом, волок-
нами и друrими примесями. Практически любое повреж-
дение в трансформаторе со временем приводит к снижению
пробивноrо напряжения масла.
TaHreHc уrла диэлектрических потерь масла
(tg б масла) характеризует свойства трансформаторноrо мас-
ла как диэлектрика. Диэлектрические потери для свежеrо
масла характеризуют ero качество и степень очистки, а в
эксплуатации степень заrрязнения и старения масла.
Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tg б) при-
водит к снижению изоляционных характеристик трансфор-
матора в целом.
Для определения tg б масло заливают в специальный
сосуд с цилиндрическими или плоскими электродами. Из-
мерение производят с применением моста переменноrо
тока Р525 или Р5026, а также друrоrо типа.
Изrотовитель трансформаторноrо масла нормирует tg б
при температуре 90 ос. Однако в [5] tg () в эксплуатации норми-
8S
рован при 20 и 70 ос. Для комплексной оценки состояния транс-
форматора и ero узлов в эксплуатации tg б целесообразно из-
мерять при всех трех температурах, т.е. при 20, 70 и 90 ос.
Пробивное напряжение и TaHreHc уrла диэлектрических
потерь определяют в электротехнической лаборатории.
Они не всесторонне характеризуют степень rодности и
степень старения масла. Поэтому в химической лаборато-
рии проверяют дополнительно ряд физико-химических
показателей трансформаторноrо масла. В их числе следующие.
U в е т м а с л а у большинства масел светло-желтый.
у высококачественных масел, изrотовляемых в настоящее
время (марки rK или Т-1500), цвет светлый.
В эксплуатации под влиянием ряда факторов (в част-
ности, HarpeBa, заrрязнений, электрическоrо поля) из-за об-
разующихся смол и осадков масло темнеет. Темный цвет
свежеrо масла характеризует отклонения в технолоrии
изrотовления масла на заводе-изrотовителе. Показатель
цвета масла служит для ориентировочной оценки ero ка-
чества как в отечественной, так и в зарубежной практике.
М е х а н и ч е с к и е при м е с и 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 предварительноrо встряхивания.
Друrие примеси появляются в масле после внутренних
повреждений (электрической дуrи, мест переrревов) в ви-
де обуrлившихся частиц. При очень сильном заrрязнении
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 r на 1 т масла.
у особо ответственных трансформаторов (более 750 кВ)
предельно нормируемое количество примесей составляет
5 15 r/T. 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
В л а r о с о Д е р ж а н и е как показатель состояния масла тща-
тельно контролируется в эксплуатаuии. Ухудшение этоrо по.
казателя свидетельствует о потере rерметичности трансфор-
матора или о работе внедопустимом наrрузочном режиме (ин-
тенсивное старение изоляuии под воздР.йствием значитель-
ных температур).
Влаrосодержание опредеЛ5fется по количеству ВО-
110:'0'12.. РЫДf; ;Jяющеrося при взаимодействиИ масла с rид-
РИlJOМ кальuиЯ за определенное время.
'1 eMllepa1:ypa ВСПblWКИ !\l..1I.:JШ l(араКIери.3уЕ'Т тспснь
испаР51емости 'tасла. В эксплуатаuии она постепенно уве-
ИчИЕЧ:l;:rся за счет ул(. тучивания 1....r-ки'{ фраt":l .1i-1 (низю
пящих). Температура вспышки для обычных товарных масел
колеблется в пределах lЗО 150 ос, а для арктическоrо мас-
ла от 90 до 115 "С и зависит от упруrости их насыщенных
паров. Чем ниже упруrость паров, чем выше температура
вспышки, тем лучше можно деrазировать 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 rлубокой
их деrазаuии. В отношении пожарной безопасности большую
роль иrрает температура самовоспламенения это темпе-
ратура, при которой масло при наличии воздуха над поверх-
ностью заrорается самопроизвОЛЬНО без поднесения пла-
мени, у трансформаторных масел эта температура равна
примерно З50 00 Ос.
Из-за испарения Jlеrких фракuий ухудшается состав мас-
ла, растет вязкость, образуются взрывоопасные и друrие
rазы. При разложении масла под воздействием высоких
температур (электрической дуrи) ero темпера7ура вспышки
резко СНИЖl:.ется.
Пля определения температуры вспышки масло зали-
вается в закрытый сосуд (тиrль) и наrревается. Выделяе-
мые пары масла, смешиваясь с воздухом, образуют смесь,
которая вспыхивает при поднесении к ней пламени или под
воздействием электрической дуrи. .
Кислотное число масла это количество едкоrо
кали (КОН), выраженноrо в миллиrраммах, которое необхо-
димо для нейтрализаuии свободных кислот в 1 r масла.
Этот показатель характеризует степень старения масла,
87
вызванноrо содержанием в нем кислых соединений. Он слу-
жит для предупреждения появления в масле продуктов
rлубокоrо окисления в действующем оборудовании (осад-
ки, нерастворимые в масле). Кислотное число не должно
превышать 0,25 Mr КОН на 1 r масла.
Водорастворимые кислоты и щелочи, содержа-
щиеся в масле, свидетельствуют о низком качестве масла.
Они MorYT образовываться в процессе изrотовления масла при
нарушении технолоrии 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
реrенерация масла.
Стабильность масла проверяется в эксплуатации
при получении партий свежеrо масла путем проведения ero
искусственноrо старения (окисления) в специальных ап-
паратах. Не всеrда свежее, вновь прибывшее масло соответ-
ствует действующим нормам. Масло с неудовлетворитель-
ными характеристиками должно возвращаться заводу-изrо-
товителю. Стабильность масла характеризует долrолетие
масла, определяет срок ero 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 свежеrо 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 уrлом 450 ero уровень
в течение 1 миН остается неизменным. Недопустимое по-
вышение вязкости масла из-за снижения температуры ок-
ружающеrо воздуха может стать причиной повреждения под-
вижных элементов конструКЦИИ трансформатора (масло-
насосы, РПН), а также ухудшаеТ теплообмен, что ПРИВОДИТ
88
1< переrреву и старению изоляции (особенно ВИТI<ОВОЙ)
ТОl<оведущих частей трансформатора.
rазосодержание масла в мощных rерметичных транс-
форматорах должно соответствовать нормам. Измерение это-
ro ПОl<азателя производится абсорбиометром. Возможно
таl<же измерение cYMMapHoro rазосодержания с помощью
хроматоrрафа. Косвенно по этому ПОl<азателю определяет-
ся rерметичность трансформатора. Повышение содержания
rаза (в TO числе воздуха) в масле приводит 1< ухудшению
ero свойств возрастает интенсивность Оl<исления масла
I<ИСЛОРОДОМ воздуха, и, I<роме Toro, несI<олы<o снижается
элеl<тричеСl<ая прочность изоляции аl<ТИВНОЙ части транс-
форматора.
Для BcecTopoHHero изучения свойств свежеrо масла ис-
пользуют и друrие ПОl<азатели, I<оторые здесь не рассмат-
риваются.
11. Испытания трансформаторов без вывода из работы
ХроматоrpафичеCI<ИЙ анализ растворенных в масле rазов
ОI<ОЛО 20 лет назад, в дополнение 1< изложенному выше
традиционным методам I<ОНТРОЛЯ за состоянием трансфор-
матора, стали применять хроматоrрафичеСI<ИЙ анализ
растворенных в масле rазов (ХАРО в I<ачестве эффеl<ТИВ-
Horo средства ранней диаrНОСТИI<И медленно развивающих-
ся повреждений. В настоящее время XAPr ШИрОI<О приме-
няют во всех развитых странах, существуют международные
нормы I<аl< по процедуре XAPr, таl< и по трактовке резуль-
татов анализа.
В СССР применяют XAPr во всех энерrосистемах, при-
чем на Украине блаrодаря применению XAPr существен-
но уменьшен объем обслуживания трансформаторов (уве-
Личена периодичность обязательноrо применения некото-
рых традиционных измерений). Измерения tg б из , сопротив-
ления изоляции, сопротивления обмоток постоянному току,
потерь ХХ при пониженном напряжении обязательны при
вводе в эксплуатацию, капитальном ремонте, а также по
требованию изrотовителя; в остальных случаях допускает-
ся не производить эти измерения (решение Минэнерrо УССР
от 1980 r.).
89
Хроматоrрафический метод ПОЗВОJlяет:
следить за развитием процессов в трансформаторе;
предвидеть повреждения, не обнаруживаемые традицион-
ными способами;
характеризовать повреждения и ориентироваться при
определении места повреждения.
При чувствительности анализа lO 4 lO 5 % объема надеж-
но фиксируются такие виды повреждений, как neperpeBbI
конструкционных частей трансформатора или ero твердой
изоляции.
При существующем рабочем фоне rазов в масле дейст-
вующих трансформаторов своевременное обнаружение де-
фектов изоляции, поврежденной частичными разрядами,
затруднительно.
Из-за скоротечности витковых и межкатушечных замы-
каний хроматоrрафический анализ неэффективен и не
выявляет такие повреждения.
При превышении предельных значений характерных
rазов в целях выявления динамики их роста в масле транс-
форматора применяется способ периодической деrазации
масла на действующих трансформаторах с последующим
хроматоrрафическим анализом rазосодержания масла
(спектра, динамики роста). При деrазациИ трансформатор
как бы кратковременно очищается от rазов, чтобы затем
лучше проявлялась динамика роста rазов.
Хроматоrрафический метод не позволяет учитывать
незначительные изменения в состоянии трансформаторов
J1 устанавливать связь между серьезностью повреждения
и скоростью изменения концентрации rазов. Почти невоз-
можно определить зарождение изменения недостатка
конструкции трансформатора при опасном повреждении
изоляции "IIОЛЗУЩИМ" разрядом (например, при поврежде-
нии в первом канале между обмоткой ВН и изоляционным
цилиндром). В этот момент повреждения количество rаза
(ero спектр) не превышает (или находится на уровне) пре-
дельных значений составляющих спектра rазов ра60чеrо
фона. В завершающей же стадии "ползущий" разрЯД скоро-
течен, и поэтому хроматоrрафическим анализом ero невоз-
можно своевременно выявить.
Дпя опре;пеления наrtичия повреждения в работающем
трансформ[>,торе посре!l'.Т'ЮМ анализа раСТ90ренНЫХ в мас-
90
ле rазов применяют маслоотборное устройство, систему
выделения растворенных в масле rазов, rазоанализатор,
нормировочные данные по отбраковке трансформатора.
Хроматоrрафический анализ масла выполняется в энер-
rосистемах в соответствии с действующими указаниями [9].
В Донбассэнерrо была проведена работа по проверке
хранения (сохранности) rазов в пробе масла в шприце.
у становлено, что после двух недель хранения концентра-
ция уrлеводородныхrазов, оксида идиоксида уrлерода
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 орrанизации работы по
хроматоrрафии вопрос возможной длительности хранения
пробы масла в шприцах следует учитывать.
Существует несколько способов выделения rазов 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 1 О мл. Для отбо-
ра пробы масла на трансформаторе имеется специальный
патрубок. Перед отбором патрубок должен быть очищен
от заrрязнений, при этом для удаления застоявшеrося в
патрубке масла необходимо слить некоторое ero количество.
Заполненный маслом шприц с пробкой помещают в спе-
циальную тару с rнездами для шприцов, маркируют пробу
и отправляют в лабораторию. При маркировке пробы следует
фиксировать энерrообъект (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 rep-
метичность и не допустить заrрязнения или увлажнения
масла.
Экстраrирование (выделение rазов в стеклянном сосуде
с применением вакуума и барботирования) масла являет-
ся наиболее распространенным в отечественной и зару-
бежной практике. Выделенный объем rаза разделяется
в хроматоrрафе на составляющие.
В отечественной и мировой практике определяют со-
держание (концентрацию) следующих rазов: уrлекислоrо
91
rаза с0 2 , оксида уrлерода со, водорода Н2' кислорода 02'
азота N 2 ; уrлеводородов метана сн 4 , ацетилена H2' эти-
лена H4' этана H6 и др. Кроме Toro, определяют соот-
ношение концентраций некоторых наиболее показатель-
ных (характерных) rазов и рост их концентрации по срав-
нению с предшествуюlЦИМ реrулярным измерением.
Отечественные нормы [9], разработанные внииэ при
участии ряда друrих нии, предусматривают использование
информации по концентрации rазов:
а) для выявления дефектов твердой изоляции с0 2 ;
б) для выявления повышенноrо HarpeBa металла и час-
тичных рязрядов (чр) В масле (дефекты токоведуlЦИХ час-
тей, в первую очередь контактных соединений, повышен-
ный HarpeB поверхности маrнитопровода и конструкционных
деталей, в том числе с образованием короткозамкнутых
контуров), H2' H4; при пленочной защите дополнительно
используют концентрации водорода и метана, а также ско-
рость роста концентрации этих четырех rазов и этана.
По этим данным определяют, rде расположен источник
чр в масле или в твердой изоляции. Более подробную
информацию о степени опасности дефекта получают по
отношениям концентраций характерных rазов.
Анализ различен для старых и новых трансформаторов, на-
пример в старых трансформаторах наличие со и С0 2 мо-
жет характеризовать не наличие дефекта, а естественный
повышенный тепловой износ.
Переrревы конструкционных частt:й и маrнитопровода
в трансформаторе подразделяются по температуре на две
rруппы: переrревы с температурой ниже 350 ос, переrревы
с температурой 350---450 ос.
Характерными rазами для переrревов конструкционных
частей и маrнитопровода в силовых трансформаторах являются
этилен и ацетилен. Вопрос о выводе трансформатора в ка-
питальный ремонт решается при появлении в масле транс-
форматоров одноrо из этих rазов или обоих вместе в опре-
деленных количествах.
Переrревы твердой электрической изоляции силовых
трансформаторов можно фиксировать только посредством
XAPr. rазовое реле в этом случае не реаrирует и может
начать действовать лишь в завершающей стадии повреж-
дения изоляции, сопровождающейся значительным rазо-
92
выделением (например, при завершении "ползущеrо" раз
ряда). Характерный rаз при переrpеве твердой изоляции
диоксид уrлерода СО 2 . Вывод трансформатора в ремонт
для обнаружения повреждения, вызванноrо переrревом
(повреждением) твердой изоляции, производится по пре-
деЛЬНЫМ значениям rазов спектра, особенно СО 2 .
При XAPr 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 rерметичности.
При установлении характера повреждения и оценке
степени ero опасности достоверность анализа зависит от
количества проведенных анализов за конкретный проме-
жуток времени. В отечественной практике принята перио
дичность отбора проб масла для XAPr 1 раз в 6 мес, для
вновь вводимых в работу трансформаторов 220 500 кВ, а
также 110 кВ мощно:::тью 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 XAPr через две недели после включения.
Методы испытаний изоляции активной части
трансформатора, не получившие широКоrо распространения
(измерение ЧР)
На отдельных подстанциях, rде 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 сиrнализатором (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 поврежденноrо оборудования. В большинстве случаев
он сиrнализует лишь о появившихся отклонениях в работе
подстанции. Однако СЧР достаточно эффективны при их
использовании на заводах изrотовителях трансформа торов.
Акустический способ выявления дефекта активной чаСПi
трансформатора точно определяет местоположение источ
93
ника недопустимых чр (локация чр). Этот способ основан на
измерении запаздывания акустической волны, возбуждае-
мой частичным разрядом, т .е. времени ее пj>охождения
от источника разрядов до акустическоrо 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 энерrообъектах напря-
жением 750 кВ и выше, а также при Переводе состояния
опытно-промышленных образцов трансформаторов.
Испытание комплектующих частей и вспомоrателъноrо
оборудования
В ряде энерrосистем внедрен контроль состояния обо-
рудования по выявлению мест переrревов. Применительно
к силовым трансформаторам используется тепловизионный
метод для выявления переrрева наружных частей транс-
форматора. С помощью этоrо метода своевременно обнару-
живаются переrревы BepxHero контактноrо узла вводов ВН
и тем самым предупреждаются особо опасные повреждения
трансформатора, сопровождающиеся пожаром. Этим мето-
дом эффективно фиксируются переrревы мест присоеди-
нения токопровода к вводам НН, а также переrревы на
поверхности бака и др.
Наибольшее распространение в энерrетике получили
отечественные тепловизоры марки ТВ-ОЗ.
Портативный при бор марки ИСП-l используется для диar-
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-
лоrической связью в диаrностические схемы.
В используемых энерrосистемами диаrностических схе-
мах основой является XAPr. До сих пор отсутствует единая
диаrностическая схема для всех энерrосистем.
94
Диаrностирование состояния мощных трансформаторов
производится квалифицированным персоналом с привле-
чением специалистов научных орrанизаций Минэнерrо СССР
и завода-изrотовителя.
При диаrностировании выявляются недостатки транс-
форматора, решаются вопросы необходимости вскрытия,
разборки или ремонта, разрабатываются предупредительные
меры, даются рекомендации по дальнейшей эксплуатации
трансформаторов.
При диаrностировании сложным является определение рабо-
тоспособности действующеrо трансформатора, т.е. решение во-
проса ero 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 изrотовления, MorYT в период
эксплуатации как бы "вызревать". Кроме Toro, вследствие
взаимосвязи между элементами конструкции дефект од-
Horo из них, менее опасный, вызовет не только изменение
состояния ero caMoro, но и значительное ухудшение состоя-
ния соприкасающеrося с ним более важноrо элемента (на-
ПрИ feр, непредвиденное, интенсивное старение изоляции
токоведущеrо элемента схемы обмоток), что Приведет к
повреждению трансформатора. Следовательно, при диаr-
ностировании следует различать "вторичные" повреждения,
развивающиеся как следствие первоначальных дефектов.
Поэтому правильно разработанная диаrностическая схема
рассматривает трансформатор как систему взаимосвязан-
Ных узлов и деталей.
Для исключения ошибок при диаrностировании состояния
трансформатора целесообvазно помимо основной схемы ди-
аrностики использовать классификационные схемы отказов,
которые помоrают правильно фиксировать дефект и уста-
навливать обоснованный диаrноз состояния трансформатора.
Некоторые примеры УПРОlценной комплексной оценки
Приведены в [8].
95
Большую роль в развитии диаrностирования должны cbIr
рать устройства и системы для проведения непрерывноrо
XAPr, например, при помощи навесных устройств с непре
рывным отбором rазов через мембрану в стенке бака. Пер
вые такие устройства уже внедряются в Канаде [12], Япо-
нии и друrих 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 проверУ.ть уровень масла при заливке (сливе) мас-
ла, в процессе эксплуатации контролировать уровень мас-
ла, а также в случае необходимости реrулировать объем
масла в трансформаторе.
Термометричес:::ий сиrнализатор (манометрический тер-
мометр) устанавливается на крышке бака и обеспечивает
контроль температуры масла в верхних слоях, rде оно, как
прав,ило, наиболее HarpeTo. Корпус термосиrнализатора
со шкалой и стрелкой, указывающей температуру, устанав-
ливают на баке с внешней стороны на высоте, удобной для
наблюдения. Термометрический сиrнализатор снабжен
контактами, замыкающими сиrнальную цепь при дости-
жении определенной заданной температуры. На мощных
трансформаторах устанавливают два термосиrнализатора.
ОДИh из них используют для контроля температуры масла,
а второЙ для автоматическоrо управления системой ох-
ла.Ж;:IeНИЯ.
Т'азовое реле пр!' ДШJ.эначено для cBoeBpeMeHHoro преду-
.1реж;.з,ения (СllПЫЛtJМ) иЛи отключения трансформатора
щ::и аНУТРСНН.1 У по""реЖДLН ЯХ активноЙ части, сопровож-
да.ющихся разложением '.l Ла. и изоляционных материалов,
а также сиrнализирует при упус . масла из трансформатора.
При внутренних ПОt3реЖДL ниях трансформатора выделяе-
мыЕ" rазы поднимаются к крышке трансформатора и направ-
ляются к rазовому релс. Для Ilравильной ориентации rаза
к rазовому реле патруБОI , СCJ .Lыняющий крышку бака и
96
расширитель, имеет уклон. При установке трансформатора
на фундаменте также предусматривается уклон. Тем самым
обеспечивается движение rаза к rазовому реле.
При значительных внутренних повреждениях, связанных
с интенсивным rазовыделением, в баке трансформатора
создаются повышенное давление и значительные пере
токи масла и rаза через rазовое реле, что приводит к cpa
батыванию rазовоrо реле на отключение. При незначитель
ных повреждениях rазы постепенно скапливаются в rазо..'
вом реле, что приводит к срабатыванию реле на сиrнал.
у особо ответственных трансформаторов сиrнальные кон-
такты rазовоrо реле введены в цепь защиты на отключение.
rазовая защита является наиболее чувствительной и уни
версальной защитой трансформатора, но уступающей диф-
защите по быстродействию при внутренних повреждениях.
Она реаrирует на такие опасные повреждениЯ, как замы-
кания между витками обмоток, на которые не реаrируют
друrие виды защит из-за недостаточноrо первичноrо тока
при таком повреждении. В эксплуатации встречаются раз-
личные конструктивные исполнения rазовоrо реле: поплав-
ковые, лопастные и чашечные.
Струйное и реле давления используются, как правило,
для защиты устройств РПН, размещаемоrо в отдельном ба
ке, вне ocнoBHoro бака трансформатора. В некоторых CTa
рых конструкциях РПН в качестве струйноrо использова
но rазовое реле, Но это нежелательно, так как нормальная
работа контактора этих устройств сопряжена с выделением
rаза. Струйное реле обеспечивает контроль за циркуля-
цией масла в маслоохладителе и является при бором как
показывающим (индикаторным), так и сиrнальным.
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 rерметичных 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 автоматическоrо управления дутьем, которые
устанавливаются отдельно вблизи трансформатора. Аппа-
ратура, встроенная в эти шкафы, автоматически вКлючает
и отключает двиrатели дутья и маслонасосы системы ох-
лаждения трансформатора в зависимости от температуры
верхних слоев масла и тока наrрузки (имеется связь с транс-
форматорами тока).
Устройства РПН имеют указатель положения переклю-
чающеrо устройства, а также красную сиrнальную лампу,
сиrнализирующую ход переКлючения. В рабочем положении
при неподвижном переКлючающем УСТРОЙстве лампа не
rорит и заrорается и Продолжает ropeТb в течение Bcero
процесса переключения. Лампа racHeT при фиксации сле-
дующеrо рабочеrо 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 ПрИВодноrо механизма РПН. На щитах управления
подстанции (станции) устанавливаются приборы управле-
ния и сиrнализации о работе РПН.
Релейная защита. В процессе раБоты трансформаторы
воспринимают токи, превышающие не Только номинальные
токи, но и токи переrрузки. Чтобы сократить длительность
воздействий токов К3 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 MrHoBeHHoro действия для защиты
трансформаторов при повреждениях ошиновки, вводов и
части обмотки со стороны источника питания;
максимальная токовая или максимальная тоКовая на-
правленная защита (реаrирующая на фазные токи, а также
на токи нулевой и обратной последовательностей), макси-
мальная токовая защита с пуском минимальноrо 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.А и выше, а также при
параллельно работающих трансформаторах мощностью
4000 кВ.А и выше, но может устанавливаться и на транс-
.форматорах мощностью 1000 кВ.А 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 cвoeBpeMeHHoro 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 (конденсаторноrо 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
нормальноrо режима, защита срабатывает на сиrнал, а при
большей уставке на отключение трансформатора.
14. НаrРУЗ0ЧНая способность трансформаторов
Наrрузка большинства трансформаторов в течение Bcero
срока службы меняется в течение суток.
Трансформаторы MOryT планомерно отключаться в за-
висимости от режима их работы. При снижении наrрузки
часть параллельно работающих трансформаторов может
быть отключена с переводом их наrрузки на оставшиеся
в работе трансформаторы, тем самым обеспечивается наи-
более экономичный режим работы трансформаторов.
Режим наrрузки трансформаторов, работающих в блоке
с reHepaTopoM, определяется режимом наrрузки reHepaTo-
ров, и, если электростанция работает в базисе rрафика,
они несут постоянную по величине наrрузку в течение дли-
тельноrо времени. Понизительные трансформаторы, установ-
ленные непосредственно у потребителей, имеют rрафики
наrрузки, определяемые rрафиком работы потребителей.
99
Соответственно изменяющейся наrрузке меняется теп-
ловое состояние трансформатора и тем самым интенсивность
тепловоrо 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 наrрузоч-
ную способность трансформатора. Под номинальной мощ-
ностью понимают условную мощность, которую трансфор-
матор может отдавать постоянно в течение Bcero нормаль
Horo срока службы. (В rOCT 11677---65 срок службы не ука-
зан, в rOCT 11677 75 и rOCT 11677.....в5* средний срок служ
бы 25 лет).
Наrрузочная способность это мощность, которую транс-
форматор способен отдавать только в данный рассматри-
ваемый относительно короткий промежуток времени. В этот
момент трансформатор работает ПОД наrрузкой, превышающей
номинальную мощность трансформатора. Обязательным
условием допустимости систематической работы транс-
форматора в таком режиме является обеспечение нормаль
Horo срока службы трансформатора, Т.е. если переrрузки
не сокращают в значительной степени срок службы изоля-
ции, а следовательно, и трансформатора в целом. При ава-
рийных переrрузках возникающие в трансформаторе темпе
ратуры превышают допускаемые нормами значения, а зна-
чительный износ изоляции приводит к укорочению ero
срока службы.
В реальных условиях эксплуатации допускаются как си-
стематические длительные, так и кратковременные aBa
рийные переrрузки. Значение систематических переrрузок
трансформатора определяется в зависимости от характера
суточноrо rрафика наrрузки и температуры охлаждающей
среды. Допустимая переrрузка и ее продолжительность
для трансформаторов мощностью до 250 МВ.А, изrотовлен
ных до 1985 r., устанавливались rOCT 14209---69. Новый
rOCT 14209.....в5 распространяется только на трансформа
торы мощностью до 100 МВ.А включительно, а для транс-
форматоров свыше 100 МВ.А нормы наrрузочной способ-
ности даны в заводских инструкциях по эксплуатации.
Расчетные допустимые переrрузки трансформаторов в но-
100
вом стандарте сведены в таблицы (ранее те же переrрузки
определялись по диаrраммам наrрузочной способности).
Результаты определения допустимых переrрузок путем лишь
расчета не всеrда совпадают с результатами эксперимен
талЬНЫХ испытаний. Этим объясняется причина нераспро
странения стандартов на весь действующий диапазон мощ-
ностей.
Испытания на переrрузочную способность некоторых
трансформаторов показали, что наиболее наrретая точка
обмотки (ННТ) не всеrда правильно отражает максималь-
ную температуру HarpeBa трансформатора. Эксперименты на
наrрузочную способность трансформатора показали также,
что при допустимой температуре ННТ в конструкции MorYT
иметь место температуры, превышающие значение темпе
ратуры ННТ (отводы, контакты переключающих устройств
РПН, neperpeBbI от потоков рассеяния). У ряда трансформа-
торов по тем же причинам вместимости расширителей не
соответствуют тепловому расширению объема масла, воз-
никающему при переrрузках. ПОЭ'IOму необходима осто-
рожность при определении переrрузки трансформатора в
эксплуатации, тем более что недостатки при определении
переrрузки расчетным путем выявляются только в даль-
нейшем, т.е. в эксплуатации.
Нарушение TeMnepaTypHoro режима приводит к ослаб-
лению конструкции, изоляция трансформатора приобретает
хрупкость, и тем самым увеличивается восприимчивость
к электродинамическим воздействиям при К3 (при мень-
ших значениях 'IOKOB К3).
В исключительных случаях вынужденно допускают на
трансформаторе переrрузки, приводящие к большему из-
носу изоляции, что связано с некоторым сокращением сро-
ка службы трансформатора. Это допускается, как правило,
в аварийных ситуациях, коrда переrрузки за счет трансфор-
маторов предотвращают отключение потребитеr..ей, связан-
ное с большим материальным ущербом, значительно боль-
шим, чем ущерб, наносимый сокращением срока службы
трансформатора. По rOCT 14209 9 переrрузки в аварий-
ных режимах допускаются для всех режимов работы неза-
висимо от предшествующеrо режима наrрузки и темпера-
туры охлаждающей среды. При переrрузках следует учи-
тывать особенности и недостатки конструкции, коrда
101
трансформаторы не MorYT нести полную переrрузку. В таких
случаях вопросы, связанные с нормируемой величиной
переrрузки, решаются совместно с заводом изrотовителем.
В новых нормах (rOCT 14209.....s5 и заводских инструкциях
по эксплуатации новых и обновленных типов крупных
трансформаторов, освоенных после 1985 r.) допустимые ава-
рийные переrрузки зависят от температуры охлаждающей
среды и от предшествующей нarрузки.
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 rpynn соединения обмоток;
равенстве коэффициентов трансформации (в пределах
нормируемых допусков);
равенстве напряжения К3 (в пределах нормируемых дo
пусков).
В эксплуатации по ряду объективных причин приходит
ся решать задачи допустимости параллельной работы Tpac
форматоров при некотором отличии от перечисленных
выше условий параллельной работы.
Не всеrда при повреждении одноrо из параллельно рабо-
тающих трансформаторов возможно подобрать в энерrоси
стеме такой же трансформатор, полностью соответствующий
поврежденному по условиям параллельной работы. В та-
ких случаях параллельная работа тр .нсформаторов обосно-
вывается предварительным расчетом, который должен
показать, что ни одна из обмоток каждоrо трансформатора
в режиме совместной работы не будет нarружаться выше
наrрузочной способности трансформаторов.
Если трансформаторы имеют разные значения напряже-
ния К3, то совместную работу можно допустить предвари
тельным изменением коэффициента трансформации од-
Horo из них с помощью переключателя напряжения. Этим
достиrается компенсация перераспределения наrрузок из-за
различия в и к ; уравнительные токи, возникающие из-за не-
соответствия напряжения К3, не переrружают трансформа-
102
тор (с меньшим и к ) в пределах наrрузочной способности транс-
форматора.
Различия в значениях и к не сказываются при холостом
ходе трансформатора, так как коэффициенты трансформа-
ции одинаковы, но под наrрузкой вторичные напряжения
обоих трансформаторов окажутся разными из-за неравных
падений напряжения и их разность приведет к протека-
нию уравнительноrо тока по обмоткам трансформаторов,
причем у OAHoro трансформатора он будет суммироваться
с основным током, а у друrоrо вычитаться из Hero.
Рекомендуется выдерживать отношение мощности наи-
большеrо трансформатора к мощности наименьшеrо не
более 3:1.
Попускается параллельная работа двухобмоточных, трех-
обмоточных' трансформаторов на всех обмотках, а также
двухобмоточных с трехобмоточными, если ни одна из обмо-
ток параллельно включенных трансформаторов не neperpy-
жается с превышением наrрузочной способности трансфор-
матора.
Следует помнить, что наrрузка параллельно работающих
трансформаторов распределяется прямо пропорционально
мощностям и обратно пропорционально напряжениям кз.
Параллельная работа трансформаторов с различными
rруппами соединения обмоток возможна при rpynnax сое-
динения О, 4 и 8, rpynnax соединения 6, 10 и 2, всех нечет-
ных rpynnax соединения.
При несоrласованном включении трансформаторов воз-
никающее напряжение между одноименными зажимами
вторичных обмоток, обусловленное уrлом сдвиrа напряже-
ний, приводит к появлению недопустимоrо уравнитель-
Horo тока.
rpynna соединения может быть изменена внешними
пересоединениями ошиновки трансформаторов.
16.0собеННDCтиэкспяуатации
опытно-промыwяенных образцов трансформаторов
Опытно-промышленные rоловные образцы трансфор-
маторов устанавливаются в энерrосистемах для проверки
их работоспособности, cBoeBpeMeHHoro выявления недо-
статков конструкции.
103
При прав ильной орrанизации работ эксплуатация таких
трансформаторов производится по специальной проrpамме
обследования их состояния в течение определенноrо срока
наработки (не менее одноrо rода).
Содержание проrpаммы различаются у конкретных
новых трансформаторов и зависит от характера обновления
конструкции (применения новых устройств РПН, HOBoro
типа разрядников rлубокоrо оrpаничения перенапряже-
ния типа ОПН и т.д.).
Следует учитывать, что при разработке современных
трансформаторов решаются сложные проблемы, связан
ные с ростом удельных наrрузок (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 проrpессив-
ных элементов трансформатора.
Следовательно, постоянно идет процесс обновления
трансформатора.
На Волжской rэс имени в.и. Ленина прошел опытнcr
промышленную эксплуатацию трансформатор типа
ОРЦ-IЗSООО/SОО с новым разрядником типа ОПН.
Блаrодаря применению разрядников HOBoro Типа, обес-
печивающих значительное снижение перенапряжения (до
1,6 Ином), также удалось снизить вес и rабариты. При мон-
таже, вводе в эксплуатацию и в течение трехлетнеrо перио
да раБоты rpynпы этих однофазных трансформаторов произ-
водился постоЯнный контроль воздействий и состояния
внутренней изоляции по специальной проrpамме. Транс-
форматоры постоянно находились под номинальной наrpуз-
коЙ с допустимыми суточными и месячными колебаниями,
при этом наибольшая температура верхних слоев масла
не превышала S4 ОС. В процессе эксплуатации происходили
коммутации с циклами ОТКлючения вКЛючения rpynпы,
в том числе в осенне-зимний период.
Анализ результатов измерений показал, что за время экс-
плуатации не произошло сколько-нибудь существенноrо
ухудшения характеристик изоляции, например пробивное
напряжение масла во всех трех фазах осталось на уровне
7S 0 кв, влаrосодержание не превысило 10 r/T, а общее rазо-
104
содержание 2 %. В качестве OCHOBHo1'o метода, позволяюще
1'0 судить о СОСТО IНИИ внутренней изоляции опытных
трансформаторов, был принят метод диа1'НОСТИКИ по резуль
татам хромаТО1'рафическо1'О анализа 1'азов, растворенных
в масле трансформаторов. Сопоставление результатов,
полученных при анализе масла из работающе1'О трансфор-
матора, с критериями диа1'НОСТИКИ, позволило сделать
вывод об отсутствии в упомянутых трансформаторах Heдo
пустимых частичных разрядов или недопустимЫХ пере-
1'ревов.
Дополнительным подтверждением отсутствия процес-
сов ЧР в изоляции явились результаты автоматической
ре1'истрации ЧР в процессе эксплуатации трансформато-
ров. Измеряемый уровень соответствовал уровню короны
ОРУ 500 кВ и не превышал (1 2).10 8Кл.
у спешный опыт эксплуатации опытно промышленных
трансформаторов ОРЦ lЗ5000/500 не только подтвердил
обоснованность разработанно1'О 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, ИЗ1'отовления и испытания ее.
Кроме To1'o, опыт монтажа это1'о трансформатора показал,
что ввод таких трансформаторов в эксплуатацию и даль-
нейшая работа возможны только с применением более
эффективно1'О теХНОЛО1'ическо1'О ВСПОМО1'ательно1'О обору
дования, без че1'О невозможно обеспечить более жесткие
нормы по де1'азации, содержанию в масле механических
примесей и др.
Большая работа была выполнена при опытной проверке
работоспособности трансформаторов 1150 кВ. В течение
опытной проверки по специальной ПРО1'рамме в трансфор-
маторы 1150 кВ были внесены необходимые конструктив-
ные изменения, повышающие надежность этих трансфор-
маторов.
Важность проверки новых трансформаторов в течение не
менее одно1'О 1'ода 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 УСТ{lанения недостатков разрешается
ИЗ1'отовление промышленных партий трансформаторов.
105
rЛ8В8 четверТ8R
ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ МАСЛА
17. Свойства трансформаторноrо масла
Трансформаторные масла, изrотовляемые отечествен-
ной промышленностью, производятся по разным технолоrи-
чески м процессам в зависимости от cbIpbeBoro источника.
Вместо высокоароматизированной анастасьевской мало-
сернистой нефти все в больших объемах стали применять
в качестве сырья сернистые нефти восточных месторож-
дений.
При изrотовлении масел из малосернистых нефтей ба-
кинских месторождений используется смесь нескольких
т а б л и ц а 3. Предельно доnyстиыые значения псказателей качества транс
Показатель ка-
чества масла
Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование
..
\D
7
....
N
....
С
....
E-t
U
О
....
'f
с......
с7\ t:
ОС!::.::
C:E-t
""'! :s:
00
<"Iр'
>.
E-t......
.ь
Р,
о Q'
u ......
t:! ...... с Ь
"'...... с с
......:!: ""' ""' ""'
Е"- ....
С ь 'f
'f t ""'
.... :s: с с N
00 :J' 'f 'f с
о ....
.... ':!: N N ....;
С О 00 00 с
""'! Х с7\ с7\ ....
8 E-t E-t ос5
U U <"1
>. :s: О О >.
E-t ::r E-t
1. Пробивное
напряжение, кВ,
не менее, для транс-
форматоров, аппа-
ратов.! и вводов
на напряжение:
до 15 кВ включи. 30
тельно
свыше 15 до 35 кВ 35
включительно
от 60 до 150 кВ 60
включительно
от 220 до 500 кВ
включительно
750 кВ
1150 кВ
60
106
30
35
60
60
30
35
60
60
60
70
70
70
70
70
70
парафинистых нефтей. Из этоrо сырья получают масло
марок T-lSОО и T 7S0, вошедших в rOCT. 82 1, масло ТКп
по ТУ З8.101.890 1, а также масло ТКп по старому стандар-
ту (rOCT 982---(8), которое залито во мноrие эксплуатируе-
мые трансформаторы. Эти масла изrотовляются по старой
технолоrии методом кислотно-щелочной очистки с при
менением серной кислоты. Такой метод изrотовления
масел имеет свои недостатки. Так, например, некоторые
сернистые соединения и нафтеноароматические уrлево-
дороды удаляются не полностью. В зависимости от зада-
ваемой rлубины очистки расход кислоты колеблется от 5
до 20 %. При меньшем расходе кислоты получают масло
HeBblcoKoro качества марки ТКп; это сопряжено с меньши-
ми отходами в виде кислоrо rудрона. При получении более
форматорноro масла
Масло после заливки в оборудование и перед
вводом в эксплуатацию
:2
ь
v')
'f
v')
N
с::>
....
с::>
....
cci
'"
>.
Е--<
Эксплу-
а таци
онное Метод испытания
масло
всех
марок
.ь
о.
о
u
t:I с::>
"'...... с::> с::>
.... :!; v') v')
'f с::> :.: r-- ....
..
\D 'f 1-<
с::> u
cr. ...... .... :S: с::> с::>
.... со t:: со :>' 'f 'f
N .::<: о
.... БЕ--< .... >:!: N N
с::> со со
.... ....:!; cr. cr.
cci cci:.: 8 Е--< Е--<
'" "'о. U U
>. >. >. :S: О О
Е--< E--< Е--< ::!
25 25 25 20 По rOCT 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
...... Q
6' О
О Ь
IJ') IJ')
.... O':S: r-- .... IJ')
.. "f 6. 6. "f
"" "f о
r; .... :t IJ')
О...... 00 :t О О N
.... '" t:: "f "f О
N :!:.G N о "'1
.... ....; :S: ....... N N ....
О
....
Е-<
t)
О
oE-<
"'1 :S:
00
<">00
»
Е-<.......
О
....
00
<">
»
Е-<
О :1 :S:
...."'
00 р. f<
<"> О u
>. :S:
E-<$g
00
'"
Е-<
t)
О
00
'"
Е-<
t)
О
2. Массовое со-
держание механи-
ческих примесей,
%, не более:
для трансформа- Отсутствуют
тора, аппаратов и
вводов на напря-
жение до 750 кв
для Силовых транс-
форматоров на на-
пряжение 1150 кВ
3. Кислотное 0,02
число, Mr КОН
на 1 r масла,
не более
4. Содержание
водораствори
кислот и щелочей,
мr КОН, дЛЯ транс-
форматоров мощно-
СТЬЮ более 630 кВ.Л,
измерительных
трансформаторов
тока и для маСлона-
Полненных repMe-
тичных вводов
5. Температура
вспышки, ОС,
не ниже*2
150
108
0,005 0,005 0,0005
а,02 0,02 1),01 O. l 0,01
135
135
135
135
135
Масло после заливки в оборудование и перед
вводом в эксплуатацию
,.....
,..... 6'
с> с> Ь
IZ> IZ>
,.... с> .:s; t-- ..... IZ>
.. "i' ь "i'
"" "i' о
t-- I с> .... :с IZ>
I '" , со :с с> "" ...
.... со "i' "i' с>
... .::<; ...0 ....
.... ::; :S:....... ... ... ....
с> с> ::f :s; 00 со:> с>
"'-::0;; ---:'0 '" '"
со
м
>,
f--<
"":.:
(") р.
»
.......
:юg.
"'U U
»tt:S:
g
u
О
u
О
Эксплу-
атаци
Оliное Метод испытания
масло
всех
марок
со
'"
»
(визуально)
0,02
0,02
Отсутствуют
150
lЗ5
0,02
По rOCT БЗ70.....sз
(для свеже['о масла
до слива из цистерны
и для эксплуатацион-
HOro масла ви
зуальнЬ)
По РТМ З4-70--б5З.....sз
0,0005 0,0005 0,0005 0,0015
0,01
0,01
lЗ5
lЗ5
lЗ5
0,01
0,25 (0,1) По rOCT БЗ07 75*
0,014
1. Для масла перед
и после заливки в
оборудование по
rOCT БЗ07 75*
2. В эксплуатации
в соответствии с Ру-
ководящими указа
ниями по эксплуата-
ции трансформатор
но['о масла
135
Сниже
ние не
более
б .С по
сравре-
ниюс
прецы
дущим
анализом
109
Продолжение табл. З.
Показатель Ka
чества масла
Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование
,....., :.::
6' с>
с> Ь
v') v')
;; с> ':1: <-- .... v')
.. 6- 6- 'f
'" 'f о
<; .... :с v')
с> ,....., 00 :с с> с> N
.... '" t:: 'f 'f с>
N :.:: N о ..-:
.... . :1:
С;Е-< ..... :::r""'" N N ....
с> с> 00 00
Е-<
U
о
h
..... :s:
00 :.:
""'о.
» O:S
Е-<.!
.....\D:s:
'0.:':
8t
» q :S:
E-< g
'"
Е-<
U
О
h
с>
....
00
"'"
»
Е-<
'"
Е-<
U
О
h
б. TaHreHC уrла
диэлектрических
потерь при 90 ОС, %,
не более*З для си-
ловых, измеритель
ных трансформа
торов и вводов
напряжением:
110 150 кВ 1,7
220 500 кВ 1,7
750 кВ
1150 кВ
7. Натровая про 0,4
ба, оптическая плот
ность в кювете
20 мм, не более
8. Стабильность
против окисления*4:
масса осадка после OTCYT
окисления, %, не ствие
более
кислотное число 0,1
окисленноrо Mac
ла, Mr КОН на 1 r
масла, не более
9. Массовое
влаrосодержание,
%, не более*5:
для трансформа-
торов с азотной
или пленочной
защитой масла
для трансфор
ма торов без спе
циальных защит
масла
0,001
0,0020
2,2 0,5
2,2 0,5 0,5
0,5 0,5 0,5
0,5 0,5 0,5
0,4 0,4 0,4
0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
.
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
0,0020
0,0020
0,0020
0,0020
0,0020
Масло после эаливки в оборудование и перед
вводом в эксплуатацию
..
""
....
<'1
....
с>
....
oci
<">
>,
1--<
....
су
':!>:
о
.... :с
"" :с
<"20
a
\O
g. t
>,.:5:!>:
I--< g
,.....
с>
""'
r--
с>
су
<'1
""
'"
1--<
U
О
t...
,.....
с>
с>
""'
....
с>
су
<'1
""
'"
1--<
U
О
t...
Q
ь
""'
су
""'
<'1
с>
....
....
с>
....
oci
<">
>,
1--<
Эксплу-
атаци-
онное
масло
всех
марок
Метод испытания
....
:2
(;1--<
.... :t
oci :.:
<">0.
>, '"
I--<.!
2,2 2,7 10 По rOCT 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 rOCT 19296 73*
0,015
0,1
0,001
0,0020
0,001
0,0025
0,001
0,0025
0,001 0,001 0,001 0,002
0,0025 0,0025 0,0025
По rOCT 981 75*
По rOCT 7822 75*
По инструкции пред-
npиятия-иэrотови-
теля
111
Продолжение табл. 3.
Свежее сухое масло перед заливко й в о б орудование
Показатель Ka
чества масла
с;- о Q'
с>
'" '" ь
.. .... .... ':S: r-- .... '"
'f 'f о 6- 6- "i'
r--
I C> .... Х с> с> '"
ос> Х N
.... й" t: 'f 'f с>
N "" N О ""'1
. :S:
.... 8Е--< ....:! N N ....
с> ;:;'8. ос> ос> с>
.... .... :S: й" й" ....
Е--< cxi о t Е--< Е--< cxi
<') о. <')
u
О
:>, '"
Е--<6
:>, :S:
E--< g
u
О
u
О
:>,
Е--<
10. rазосодержа
НИе, %, объема,
не более *6
0.1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
11. Температура
застыванич:, .С,
не выше
Минус
45
Минус
45
Минус
50
Минус
55
Минус
45
Минус
45
*1 Минимально допустимое пробивное напряжениеэксплуатационноrо 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.А и более, 150 500 кВ ВСех
менее 80 кВ.А собственных нужд блоков 300 МВт И ВЫШе, масло ИЗ которых контро
Horo масла не определяется.
*3 Проба трансформаторноrо масла, предназнаЧенная для определения знаЧе
н Стабильность против окисления для трансформаторных масел мз.рок Т-750,
температура окисления 130 .С, скорость п дачи КИСЛОрода 50 мл/мин; для ма
рость подачи кислорода 50 мл/мин.
*5 Для трансформаторов С системами охлаждения М и Д при отсутствии замеЧа
дить качественно по rOCT 1547..../34.
*6 Для трансформаторов с азотной защитой маСла допускает.ся после Эаливки
содержания Масла допус!':ается производить приборами, установленными в уста
ции норма по rазосодержанию приведена для масла трансформаторов с пленоч
При м е ч а н и е. Для непосредственНоrо Применения в Эксплуа тэ.ции следует
качественноrо масла тем же способом получают масла ма-
рок T 750 и T-1500, но при этом количество отходов возрас-
тает, так как процесс изrотовления 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 rидроrенерации (об-
работка водородом под высоким давлением). Масло по
rOCT l0121 76 изrотавливается селективным способом.
112
Масло после заливки в оборудование и перед
вводом в зксплуатацию
..
\D
..
.....
N
.....
О
.....
00
,..,
>.
Е-<
.....
'f
[3'
:X:
С;Е-<
..... :s:
00
,.., '"
>. '"
Е-<';
,:s:
о
3:
.....3:
000
:s:...-..
o::!:s:
.....'"
00 о. (-1
,..,0<)
>. :s:
",:>,
..... o
о
'"
['-
о
'f
N
00
Е-<
U
О
'--о
о-
о
'"
.....
о
'f
N
00
Е-<
U
О
'--о
Q'
'--о
ii')
'f
'"
N
О
.....
.....
о
.....
00
,..,
>.
Е-<
Эксплу
атаци
онное
масло
всех
марок
Метод испытания
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
2
По rOCT 20287 74*
0,2
rOCT 20287 74*
из бака контактора составляет 30 кБ для устройств РПН с изоляцией на 35 кБ,
rи, определение качественное по rOCT 1547 4.
мощностей, реакторов 500 кБ и выше, трансформаторов на 110 КБ мощностью
лируется хроматоrpафическим методом, температура вспышки зксплvатациОН
ния tg б, дополнительной обрабо.ке не подверrается.
Т-1500 определяется при следующих условиях: длительность окисления 30 ч,
рки rK: длительность окисленИЯ 14 ч, температура окисления 155 СС, ско-
ний ПО их rерметичности допускается оценку влаrосодержания масла произво-
не производить проверку rазосодержания масла. Б зксплуатации проверку rазо-
новках по деrазации масла, или хроматоrpафическим методом. Б зксплуата
ной защитой.
использовать последнюю редакцию пrэ [1].
Масло марки rK по ТУ 38.101.1025---85 (ранее по ТУ 38.401.358---81)
производится способом rидрокрекинrа: 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, T 1500 и rK по качест-
ву можно отнести к fVIаслам, конкурирующим с зарубежны
ми маслами.
113
Помимо отечественных в энерrосистемы поставляют им
портные трансформаторные масла, которые иноrда не со-
держат антиокислительные присадки. Поэтому при Полу-
чении таких масел их следует проверить на содержание
присадки.
Качество трансформаторных масел характеризует ряд
показателей (табл. З), которые контролируются в процес-
се изrотовления, и в дальнейшем некоторые из них нахо-
дятся под контролем и в эксплуатации.
Обоснованность контролируемых показателей опреде-
ляется сведениями из rл. 3 (методы испытаний масла),
а также следующими факторами;
п л о т н о с т ь определяется для расчета массы прибыв-
шеrо масла; она характеризует содержание ароматических
уrлеводородов и, тем самым восприимчивость масел к при-
садкам, их rиrроскопичность, сопротивляемость к воздей-
ствиям электрическоrо поля и др.;
в я з к о с т ь 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);
пока за те ль преломления введен в целях контро-
ля содержания в масле ароматических уrлеводородов
(нафтеноароматических уrлеводородов).
18. Область применеНИII и пор"док смешения
трансформаторных масел
Исследования, проведенные отечественными научно-
исследовательскими орrанизациями, 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 б смеси масел, т.е. убедиться, что этот показа-
тель не превосходит нормируемых значений.
Трансформаторные масла, изrотовляемые отечествен-
ной промышленностью, различаются своими характеристи-
114
ками. Лучшие масла рекомендовано применять в наиболее
ответственных силовых трансформаторах. Показатели Mac
ла определяют область их применения:
масла по rOCT 10121 76* в силовых трансформаторах Ha
пряжением не более 220 кВ;
масло марки ТКп и масло по y З8.101.281 0 в TpaHC
форматорах до 500 кВ включительно;
масло марок T 750, T 1500, rK в силовых трансформато
рах напряжением более 500 кВ.
Все перечисленные масла допускается смешивать в лю
бой пропорции, при этом области применения смеси опре
деляlOТСЯ худшими компонентами смеси. Например, при
смешивании масла ТКп с Т-750 или ТКп с T 1500 смесь при
меняется в трансформаторах напряжением не более 500 кВ,
так как масло марки ТКп является худшим компонентом.
19. Причины ухудшения трансформаторных масел
в начальный период эксплуатации
В отдельных энерrосистемах при слабом контроле посту
пающеrо масла были отмечены случаи резкоrо r;тарения
трансформаторных масел (отдельные партии марок масел
ТКп, T 750) после непродолжительной эксплуатации транс-
форматора, при этом значительно Dозр стал tg б. Это было
вызвано рядом причин: Н'lру пеJ--'ием инесовершенством
технолоrии прои:шодства масел, слабым метролоrическим
контр,",лем, отrрузкой масел потребителю внеочищенных
цистернах, недостаточным кС'нтролем за качеством масел
на базах центраЛИЗОЕанноrо хранения (масла в большинст
ве случаеD !10стазляются на Gазы централизованноrо xpa
нения, а затем распределяются потребителям). В целях
сохранения качества масел целесообразно шире внедрять
прямую поставку масел от завода изrотовителя к месту
непосредственноrо ero потребления. Такая поставка не
только сохраняет первоначальные характеристики масла, но
и повышает ответственность нефтепереrонных заводов
(НПЗ) перед потребителем.
Отмечены также случаи поставки масел с меньшим co
держанием или без содержания противоокислительной
присадки (масло марки ТК и импортные масла).
115
Бынуженноrо смешивания масел, производимоrо в энер-
rосистемах, следует избеrать, так как оно не способствует
сохранению высококачественных масел. Лучшие отечест-
венные масла Т-750, T-1500 и rK производятся в оrрани-
ченных количествах и в основном поставляются прямо
на заводы изrотовители силовых трансформаторов.
Как правило, в энерrосистемах не имеется в необходи-
мых объемах высококачественное масло. идентичное мас-
лу трансформатора, прибывшеrо на монтаж. Поэтому при
монтаже часто вынужденно приходится смешивать масла.
Характеристики масел ухудшаются и на заводах изrото,
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. Б даль-
нейшем из этих же емкостей заливаются трансформаторы,
отправляемые заказчику.
Б 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 окрашиваетсS1. Б период хранения периодически Пе-
резарк\кается воздухоосушитель и контролируется ('ОС70Я-
ние масла.
20. ВЛИlIние материалов, конструкции трансформатора
и друrих факторов на старение масел
Трансформаторное масло в качестве изоляционноrо ма-
териала и охлаждающей среды находится в постоянном
контакте с друrими 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
трансформаторноrо масла была предложена методика [7],
моделирующая основные условия работы масла в обычных
116
и rерметичных трансформаторах. Было отмечено влияние
материалов, используемых в конструкции.
Металлы, находящиеся в постоянном KOHTat<.Te с маслом,
ускоряют процесс ero 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 переходноrо сопротивления между
контактами и, следовательно, к переrреву контактов.
В этих узлах конструкции трансформатора из-за переrрева
под воздействием высоких температур происходит разло
женvе масла с образ')ванием шлама черноrо цвета, и при
недостаточном контроле состояния масла оно в полном
объеме приобретает черный оттенок. Особенно активно
протекает процесс разложения масла в тех случаях, коrда
J1ереключающее 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 химическоrо состава масла
и друrих факторов (увлажненности масла, наличия кисло
рода воздуха). С течением времени ухудшается по тем же
причиннr..: и tg б маспа.
Лаки, эмали и друrие 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
технолоrии пропитки и сушки эмалей (лаков) при изrотов
лении трансформатора. То же возможно и при ремонте
трансформаторов в условиях эксплуатации и ремонтных баз.
Недопустимо произвольное применение эмалей и лаков
друrих марок, не применяемых в конструкции трансформатора.
Изоляция всех видов, применяемая в трансформаторах,
также неблаrоприятно воздействует на масло, как и уплот
нительная резина. Оценка резиновых изделий произво
"ится rолька по степени набу,,-ания после 72 ч в масле
при TCMI !t.'pa ! \ р(. ')5 0(" пrи этом изменение массы резины
ll должно ПР 'ВЫJJlать 5 IO %. Такая методика оценки
маслостойкости резины нсдостаточно полно характери
зует длительную стойкость ее в среде масла.
117
Неблаrоприятное влияние материалов, составляющих
конструкцию трансформатора, а также интенсивность ста-
рения масла возрастают в работающем трансформаторе
под воздействием роста температуры и электрическоrо
поля. Повышение температуры и усиление электрическо-
ro поля заметно влияют на окисляемость трансформатор-
ных масел и увеличивают количество выделяемоrо шлама
[7], причем в конструкциях без принудительноrо движе-
ния масла, особенно в маслонаполненных вводах, под од-
новременным воздействием темпера туры и электрическо-
ro 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 тепловоrо
и электрических ПО lей. Без должной экспериментальной
проверки применялись новые сорта масла в трансформа-
торах. Это относится, например, к маслу марки rK, которое
в случае применения ero во вводах (а также измерительных
трансфомраторах напряжения и тока) из-за заниженноrо
процента содержания ароматических уrлеводородов нес-
колько больше восприимчиво к воздействиям электри-
ческоrо поля. rазы. выделяемые в таком деароматизиро-
ванном масле в результате воздействия электрическоrо
поля, не поr лощаются маслом с образованием структур-
ных связей, а выделяются и находятся в свободном состоя-
нии. По этой причине возрастает опасность rазовоrо про-
боя в среде TaKoro неrазостойкоrо масла.
С увеличением температуры пропорционально повыша-
ется способность масла выделять rазы [13]. Было отмечено,
что для каждоrо масла имеется критическая температура,
выше которой при заданной напряженности поля оно из
rазопоrлощающеrо становится rазовыделяющим.
21. Окисляем ость трансформаторных масел. Присадки
В течение срока службы трансформаторов масло стареет.
На масло одновременно воздействуют температура, элек-
трическое поле, кислород воздуха, материалы, из которых
состоит трансформа тор.
Если исключить возможность соприкосновения масла
с воздухом, можно значительно снизить процесс окисления
масла в действующем трансформа торе.
118
Изучение процесса окисления трансформаторноrо масла
при температурах от 50 до +100 ос показало, что окисление
масла происходит во всем интервале температур и ero ин
тенсивность возрастает с ростом температуры. В связи с
этим заметим, что в крупных трансформаторах блаrодаря
интенсивному охлаждению перепад температуры масла по
высоте значительно меньше, чем при естественном охлаж
дении. Блаrодаря этому, хотя максимально допустимая
рабочая температура верхних слоев масла в силовом транс-
форматоре оrраничена значением 95 ОС, фактически при
охлаждении ди, и при номинальной наrрузке температура
верхних слоев масла обычно не превышает 75 0 ос .
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 силикаrель и алюмоrель. Следовательно, TpaHC
форматорное масло с присадкой ионол можно эффективно
ИСПОЛьзовать в трансформаторах, снабженных адсорбными
(термосифонными) фильтрами. Ионол леrко растворяется
в масле в значительных концентрациях, не влияет на rазо
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
уrлеводородов и сернистых соединений) является ero не-
достатком. Восприимчивость ионола к маслу можно повы
сить, применив при изrотовлении масел rлубокую очистку,
однако это сопряжено со снижением rазостойкости таких
масел, т.е. сопротивляемость масла к воздействиям элек
трическоrо поля ухудшается.
Более подробно оприсадках, применяемых в трансфор
маторах, и о характере их поведения в масле описано в [7].
Адсорбные и термосифонные фильтры, при меняемые в
трансформаторах, можно рассматривать как элементы KOH
струкции трансформатора, входящие в схему защиты Mac
ла от окисления.
22.. Подrотовка 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 табл. 3, если оно прибыло вместе с трансфор
матором. Масло, прибывшее с нефтепереrонноrо завода
(НПЗ) или с базы централизованноrо хранения нефтепро-
дуктов, проверяется по всем показателям табл. з. В тех
случаях, если масло имеет низкую стабильность против
окисления или несоответствующей нормам tg б и друrие
низкие показатели, оно бракуется и подлежит возврату с
предъявлением претензий в установлен ой форме. К со-
жалению, эксплуатация редко предъявляет рекламацию
за поставку некондиционноrо масла с ухудшенными пока
зателями. Правильно поставленная претензионная работа
пресекает дальнейшую поставку некачественных масел,
способствует наведению на НПЗ должной технолоrической
дисциплины, одним словом, обеспечивает поставку масла
rарантированноrо.качества.
Масло, предназначенное к заливке в трансформаторы,
при необходимости дополнительно очищается, обезвожи-
вается и деrазируется.
rлубина или степень улучшения масла соответствует
классу изоляции трансформатора.
Влаrа в трансформаторном масле может находиться в
виде осадка, эмульсии и в растворенном состоянии. При
обезвоживании в первую очередь удаляется влаrа в состоя-
нии эмульсии и отстоя. После TaKoro обезвоживания ос-
тавшаяся влаrа в растворенном состоянии не влияет на
электрическую прочность, tg б и стабильность.
Воздух в трансформаторном масле может быть растворен
при атмосферном давлении в Количестве до 10 % объема.
Учитывая влияние кислорода воздуха на масло, приводя-
щеrо к росту ero 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 деrазировано до остаточноrо rазосодержания не бо-
лее 0,1 % объема.
120
Механические примеси удаляются из масла до степени
фиксации их существующими приборами.
Подrотовленное 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 Hero удаляет-
ся определенное количество влаrи.
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-I-3000 или ее новая модифи-
кация ПСМ-2-4. Эти установки работают на принципе цен-
трифуrирования и в практике называются центрифуrами
или сепараторами. На втором этапе масло проходит более
r лубокую очистку с применением фильтр-пресса, в котором
масло очищается путем фильтрования. В установке
ПСМ-I-3000 и в ее более современных модификациях
фильтр-пресс является составной частью установки и сое-
динен последовательно с центрифуrой. 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
rерметичной конструкции типов ФrН З0 и ФrН-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 испытуемоrо масла.
Осушка масел
Масло, предназначенное для мощных трансформаторов
110 кВ и выше после предварительной очистки и обезвожи-
вания с помощью центрифуr и фильтр-пресса происходит
Процесс обезвоживания. Для этой цели широкое распростра-
нение получил адсорбционный метод, основанный на при-
Менении в качестве сорбента различных цеолитов Ka при-
родных месторождений (называемых клиноптилолитами),
так и искусственных, получаемых промышленностью.
121
Сильно развитая пористая поверхность Кристаллов цeo
литов обеспечивает большую их влаrоемкость (18 20 %).
При низкой концентрации влаrи и повышенной температуре
цеолиты имеют в несколько раз большую влаrоемкость,
чем друrие сорбенты (силикаrель, активизированный оксид
алюминия и др.). В основном сушка трансформаторноrо
масла наиболее эффективно производится цеолитом марки
NaA. Размер пор цеолита данной марки не превышает 4 А
(4.10 З см). По размеру пор наиболее близким к цеолиту
марки NaA является Цеолит марки СаЛ. Однако при сушке
масла ero способность поrлощать воду несколько хуже,
так как при размере пор около 5 А цеолит СаЛ адсорби-
рует из масла кроме воды и друrие полезные низкомоле-
кулярные соединения. Не рекомендуется использовать для
сушки трансформаторноrо масла цеолит марок NaX и СаХ,
так как при размере пор цеолита этих марок около 8 9 А
наряду с водой и друrими низкомолекулярными соедине-
ниями цеолит этих марок будет поrлощать 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 Toro, на
входе устанавливаются также маслонасос и маслоподоrре
ватель. Применяемая в практике цеолитовая установка
имеет производительность от 1600 до 2500 л/ч. Она состоит
из четырех адсорберов, заrруженных цеолитом в количе-
стве 50 Kr; мощность электродвиrателя 4,5 кВт.
Перед применением цеолиты просушиваются при темпе
ратуре 400 50 ОС. При той же температуре цеолиты Лросу
шиваются после их срабатывания и насыщения влаrой. При
просушке сухой и наrретый воздух подается в адсорберы
в направлении сверху вниз. При таком направлении потока
воздуха выrораемая часть масла (200 ОС) не приводит к
значительному neperpeBY и структура цеолита сохраняется,
не разрушается. Перед сушкой отработанноrо цеолита CTpe
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 ОС, затем их заполняют сухим трансформаторным маслом
и прокачивают ero для удаления пыли.
В качестве сорбента вместо искусственноrо NaA монтаж-
ные орrанизации и ряд энерrосистем применяют природ-
ный цеолит месторождений Азербайджанской и rрузин-
ской ССР. rрузэнерrо, как правило, для обезвоживания
масла использует местный природный цеолит, который
доступнее в приобретении. Природный цеолит, получаемый
из ropHbIx пород путем дробления, доводится до фракций
с размерами около 8 мм. Сушка отработанноrо природноrо
цеолита производится по той же технолоrии, что и при вос-
становлении искусственноrо цеолита.
Деrаэация масла
Для удаления из масла растворенной влаrи и rаза до
остаточноrо влаrосодержания не более 0,001 (10 r/T) и до ос-
таточноrо rазосодержания не более 0,1 % объема на прак-
тике широко применяется вакуумная установка типа УВМ-l.
Основным рабочим элементом установки является двух-
ступенчатый деrазатор.
В первой ступени деrазатора происходит удаление из
подоrретоrо дО 50......БО ос масла OCHoBHoro количества водя-
ных паров и rаза. Попадая самотеком во вторую полость,
масло подверrается окончательной осушке и деrазации.
Надмасленное пространство полости первой ступени ваку-
умируется вакуум-насосом типа BH-Iмr arperaTa типа
АВМ-150, при этом обеспечивается поддержание остаточ-
Horo давления в полости в пределах от 277 до 650 Па. Необхо-
ДИМое остаточное давление в надмасленном пространстве
(полости) второй ступени поддерживается на уровне 67 IЗЗ Па
работой вакуум-насоса типа ДВН-150, последовательно сое-
диненноrо с основным вакуум-насосом установки. У станов-
ка УВМ-l содержит цеолитовый патрон, предназначенный
Для поrлощения водяных паров пароrазовой смеси, он рас-
Считан для осушки 100 т трансформаторноrо масла. Кон-
струкция установки предусматривает периодическую сушку
цеолита в патроне.
По имеющимся в установке приборам и средствам визу-
аЛьноrо наблюдения контролируют распыление и прохож-
дение масла в полостях деrазатора (через смотровые окна),
123
уровень масла в полости второй ступени деrазатора (по
маслоуказателю), остаточное давление в деrазаторе, темпе-
ратуру масла, rазосодержание Е\ыходящеrо масла и произ-
водительность установки.
Периодически производят отбор пробы масла для опре-
деления остаточноrо влаrосодержания.
Как правило, установку типа УВМ-l используют при под-
rOToBKe масла в трансформаторно-масляных хозяйствах или
для деrазации масла в отключенном трансформаторе. Одна-
ко в энерrосистемах по ряду причин (при реконструкции с
внедрением пленочной защиты) может возникнуть необ-
ходимость деrазации масла на действующем трансформа-
торе без вывода ero из работы. Так, на Сурrутской rрэс раз-
работана схема деrазации масла на действующей rpynne
автотрансформаторов 500 кВ. Скорость подача масла в
бак трансформатора устанавливалась разной 1 т/ч. Сниже-
ние rазосодержания в масле трансформатора до 0,1 % объе-
ма достиrалось через 4 5 сут непрерывной деrазации. OTpery-
лированный в процессе пуска установки режим деrазации
масла практически не изменялся.
Для обеспечения надежной работы автотрансформато-
ров без отключения от сети при проведении деrазации масла
соблюдались следующие условия:
были приняты все меры, исключающие попадание возду-
ха в автотрансформаторы, а также снижение уровня масла
в расширителе;
rазовая защита автотрансформаторuв была включена в
работу по принятой схеме: верхний элемент на сиrнал,
нижний на ОТКЛЮЧ€'J.{ие;
в процессе раЕоты проводилось наблюдение за уровнем
масла в расширителе авт(,трансформаторов (по стрелочному
'l.-fаслоуказателю) и за отсутствием rаза в rазовом реле.
23. Реrенерация трансформаторных масел
Отработанное масло с кислотным числом около 0,2 Mr KOH/r
сливается из трансформаторов в отдельные емкости. По дей-
ствующим правилам такое масло подлежит возврату на базы
централизованноrо восстановления масла. При централизо-
ванном сборе и последующей реrенерации масла разных
марок неизбежно смешиваются и теряют свою однородность.
12>-1
В условиях эксплуатации в отдельных энерrосистемах
слитое масло успешно восстанавливается силами энерrоси-
стем, при этом полностью сохраняется однородность масла.
В процессе восстановления из масла удаляются продукты
окисления.
Для восстановления rлубокоокисленных масел с кислот-
ным числом 0,4 ,6 Mr KOH/r 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, rде
оно обрабатывается серной кислотой (удельный вес кислоты
1,84), которая подается порциями. Далее идет восстанов-
ление масла по специальной технолоrии.
Для восстановления трансформаторных масел с кислот-
ным числом до 0,2 ,4 Mr KOH/r применяются более простые
способы. Наибольшее распространение нашли искусствен-
ные сорбенты силикаrель марки КСК и оксид алюминия.
Из естественных разновидностей наибольшее распростра-
нение получили "зикеевская опока" и друrие отбеливаю-
щие rлины.
Отработанные сорбенты (силикаrель) подлежат мноrократ-
ному использованию, для чеrо они продуваются воздухом,
HarpeTbIM до 200 ос. Сокрость подачи воздуха реrу;шруется
таким образом, чтобы избежать воспламенения масла. Для
той же цели подача воздуха производится в направлении
сверху вниз. Восстановление адсорбента происходит при
температуре 500--600 ос в течение 10 12 ч.
Для восстановления отработанных трансформаторных ма-
сел промышленностью освоены установки для реrенерации.
На установке типа РМ-50-65 i производят реrенерацию
масла в зависимости от степени окисления по двум ме-
тодам: по методу "кислота земля" при Кислотном числе
отработанноrо масла до 0,2 Mr KOH/r и методу "щелочь
земля" при кислотном числе более 0,2 Mr KOH/r.
Установка РИМ-62 производит реrенерацию с примене-
нием отбеливающей r лины.
Восстановление масла в адсорберах с применением
адсорбентов (силикаrель) производится в установках ти-
па Р-I000М, РТМ-200 или УРТМ-200М, а также УРИМ-I00.
дЛЯ повышения эффективности реrенерация производится
Под вакуумом.
125
Установки YPTM 200M и УРИМ-I00 работают по двум cxe
мам:
по схеме вакуумной сушки масло последовательно про
ходит цикл насос электропечь тrонный куб (в нем пары
и rазы конденсируются и удаляются) насос фильтр пресс;
по схеме реrенерации масло проходит последовательно
цикл насос электропечь отrОНIiЫЙ куб насос электропечь
адсорберы фильтр-пресс.
24. Трансформаторное маслохозяйство. Хранение масла
Обследование состояния маслохозяйств, проведенное
ПО "Союзтехэнерrо", показало, что как действующие, так
и проектируемые маслохозяйства энерrетических предпри-
ятий не обеспечивают в полном объеме выполнение необ
ходимых операций по подrотовке трансформаторых масел
на всех стадиях их эксплуатации с момента получения
масла до сдачи ero на реrенерацию.
Зачастую на подстанции трансформаторно -масляное xo
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 технолоrических операций используются
маслоочистительная машина ПСМ I 3000 и ее современная
модификация ПСМ 2-4, фильтр-прессы ФП2 3000, адсорбе
ры, разработанные орrрэс, баки порционной очистки на
2 3 м З , сливной бак емкостью 5 м З , емкости (резервуары)
складирования масла до 100 м З (вертикальноrо или rори
зонтальноrо расположения), фильтры (орrрэс) на 1 и 2 Kr
сорбента, бачки для введения присадок в масло емкостью
0,3 м З , масляные насосы типов РЗ 4а, РЗ 3а, РЗ 7,5а или
шестеренчатые насосы серии Ш (Ш-40-6 18/4), а также Ba
куумные и деrазационные установки.
Типовые решения маслохозяйств энерrообъектов имеют
некоторые различия в принципиальных схемах коммуни-
каций трансформаторноrо (а также турбинноrо) масла,
конструктивно компоновочных решениях по технолоrи
ческой части, типовых решениях узлов установки и обвяЗ-
ки оборудования и резервуаров, в принципиальных схемаХ
126
приrотовления изоляционноrо масла для заливки и до-
ливки в трансформаторы разных классов напряжения (в
основном 330 кВ и выше).
Для полной заrрузки и эффективноrо использования обо-
рудования некоторые ТМХ предусматривают использование
передвижноrо оборудования, причем часть передвижноrо
оборудования (насос шестеренчатый, фильтр-пресс, подо-
rреватель) входит в состав маслохозяйства, а друrая часть
передвижноrо оборудования (цеолитовая установка, деrа-
зационная установка, а также установки "Иней" и "Сухо-
вей") передается в маслохозяйство после завершения мон-
тажных работ. В маслохозяйстве, rде предусматривается
передвижное оборудование, устанавливаются два rори-
зонтальных бака порционной очистки объемом 5 м З , два
насоса шестеренчатых производительностью 18 и 3,6 мЗ/ч,
два фильтра сетчатых rрубой очистки (поверхность сетки
0,3 м 2 ).
Для связи И подключения стационарноrо и передвиж-
Horo оборудования служат четыре коллектора (напорный
и всасывающий) чистоrо и rрязноrо масла.
Как правило, маслохозяйство после сдачи в эксплуата-
цию дооснащается по инициативе энерrосистем 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 долrое время в линии подачи к
оборудованию, необходимо периодически очищать (объ-
ем этоrо масла может достиrать от 3 до 15 м З ).
Союзтехэнерrо рекомендует применять схему аппарат-
Ной маслохозяйства (рис. 18), предусматривающую очист-
ку, реrенерацию и стабилизацию трансформаторных масел.
Рекомендуемая 1'ехнолоrическая схема восстановления
Трансформаторноrо масла предусматривает перекачку мас-
Ла с Подоrревом или без Hero, ввод присадки, фильтрацию
12
Всасы{JаЮЩllй
коллектор
В напорныi1
коллектор
Рис. 18. Схема очистки и реrенерации изоляционноrо масла:
1 фильтр сетчатый; 2 адсорбер силикаrелевый; 3 фильтр тонкой ОЧИСТКИ;
4 баК присадок; 5 подоrpеватель; 6 счетчик; 7 насос
масла на фильтрах тонкой очистки, rлубокую осушку мас-
ла с фильтрацией от асфальтосмолистых продуктов окис
ления с последующей фильтрацией, полный цикл pereHe
рации, включающий последовательную осушку, удаление
асфальтосмолистых соединений и тонкую очистку от меха-
нических примесей. Схема позволяет выбирать оптималь
ную технолоrию очистки или реrенерации и получать за
один цикл обработки масло нужноrо качества. Произво-
дительность установок реrулируется вентилем, располо
женным перед насосом Ш 40-6-18/4. В зависимости от вида
обработки и качества исходноrо масла производительность
реrулируется в пределах от 3 до 10 т/ч. Для удаления влarи
в реrулируемой схеме используются или адсорберы с цео-
литовым заполнением (для сушки), или адсорберы с сили.
каrелевым заполнением (для очистки от асфальтосмолис.
тых веществ) или последовательно используются эти аД'
сорберы с разным сорбентом. Емкость адсорберов 50 Kf
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 цилиндрическоrо корпуса и фильтрующеrо элемента.
Фильтрованный слой образуется при намотке на наружную
поверхность фильтрующеrо элемента различных фильтро-
вальных материалов. Использование фильтровальных
материалов с различной пористостью позволяет задавать
требуемую степень фильтрации в зависимости от заrряз-
ненности исходноrо масла.
Производительность установки
ме в зависимости от качества
Horo 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 реrенерации (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 pereHe-
рируемых масел.
Хранение масла и ero учет осуществляются на открытыIx
складах. Для этой цели применяются стальные rоризон-
тальные резервуары объемом 5, 1 О, 50, 75 и 100 м Э или верти-
кальные стальные резервуары объемом 25, 63 и 70 м Э .
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 Kr) по одному или два фильтра.
В большинстве случаев в резервуарах отработанноrо 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.
S 6317
по рекомендуемой схе-
исходноrо трансформатор-
129
Для районов с !-lИЗКИМИ температурами, а также на ТЭС
с блоками 800 МВт У резервуаров наружноrо расположения
предусматриваются теплоизоляция и обоrрев.
Для учета поступающеrо и отпускаемоrо масла у одних
маслохозяйств предусмотрен счетчик типа 2 CBC, у друrих учет
производится несовершенным способом стеклянным
насломерным указателем. Хранение масла эффективно в
резервуарах, имеющих внутреннее защитное покрытие,
так как отсутствие TaKoro покрытия приводит к преждевре
менному заrрязнению, ухудшению состояния масел, вызы
вает значительные трудности при подrотовке баков к прие
му масла. Для обеспечения пожаробезопасности на энерrо-
объектах предусматривается обваловка площадки масло-
хранилища (насыпная, земляная), для той же цели на rидро
станциях площадка маслохранилища оrораживается бе
тонной стенкой высотой 1,5 м.
rЛ888 ПRТ8R
ХАРАКТЕРНЫЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
25. Повреждения обмоток и J"лавной изоляции
Обмотки и изоляция (продольная, витковая и rлавная)
силовых трансформаторов Moryт повреждаться под воздей
ствием повышенной напряженности электрическоrо поля,
вызванной недопустимыми перенапряжениями различно
ro характера, сил механическоrо воздействия, возникающих
при К3 (особенно при близких К3), а также под воздейст-
вием недопустимых температур.
Практика показала, что недостатки конструкции обмоток
и изоляции, технолоrические отклонения при изrотовле
нии, а также недостатки хранения, монтажа и эксплуатации
MorYT 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 обуrленные дорожки,
130
Рис. 19. Эскиз повреждения
изоляции (электрокартона)
"ползущим" разрядом:
1 основной ствол разряда
(основной науrлероженный
путь разряда); 2 ветвистый
путь разряда (науrлерожен
ные следы)
ветвящиеся как вдоль поверхности картона, так и между
слоями в rлубине изоляции, преимущественно по направ
лен ию оси обмотки. Обуrленные дорожки TaKoro разряда
имели пониженное по сравнению со здоровыми участками
поверхности изоляции электрическое сопротивление.
Вследствие этоrо 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-исслеДQвательскими орrанизациями был
выполнен (в основном в 60 x rодах) большой объем обсле-
дований, при этом было определено, что ранее применяв-
шийся на заводах изrотовителях трансформаторов комплекс
испытаний Mor не обнаружить недостатки конструкции
и технолоrии изrотовления, влияющие на возникновение
частичных разрядов, приводящих к "ползущим" разрядам.
Контроль частичных разрядов (пробоев) прослушиванием
не давал rарантию Toro, что все случаи разрядов будут об
наружены при испытании. По этой причине в тот период
трансформаторостроения в эксплуатацию попадали TpaHC
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 надлежащеrо запаса электрической проч-
131
ности изоляции трансформаторов как до ввода трансформа
тора в эксплуатацию, так и в дальнейшем в эксплуатации
было достиrнуто путем:
разработки надежных методов контроля ЧР при испыта
нии на стендах заводов-изrотовителей;
выравнивания радиальноrо электрическоrо поля в rлав-
ной изоляции с помощью изменения конструкции переrо-
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 изrотовлении
обмоток и применения у некоторых трансформаторов скаль-
пированноrо провода; снятие неровностей и дефектов с
поверхности rолоrо провода перед наложением витковой
изоляции обеспечило снижение местной напряженности
поля вблизи витка и между отдельными катушками;
применения качественных масел марок T-7S0 и T-lS00
и качественноrо изоляционноrо картона различных марок
в зависимости от места ero установки в конструкции трас-
форматора;
повышения уровня технолоrии (в первую очередь термо-
вакуумной обработки) и CTpororo соблюдения технолоrи
ческой дисциплины.
В основном блаrодаря этим мерам, а также внедрению
контроля при испытании с измерением ЧР было значитель-
но снижено количество поврежденных трансформаторов в
эксплуатации по причине появления "ползучеrо" разря
да. Однако вероятность повреждения силовых трансфор-
маторов BbIcoKOro напряжения (330 кВ и выше) "ползущим"
разрядом существует в эксплуатации.
К числу предположительных причин, способных привести
к появлению в конструкции трансформатора недопустимо
ro уровня ЧР, MorYT быть:
перенапряжения при работе трансформатора, если они
превышают уровень испытательных напряжений;
rазовыделение вследствие местных переrревов масла или
твердой изоляции;
недостаточная rазостойкость масла;
попадание в трансформатор примесей и rазовых включе-
ний, ослабляющих электрическую прочность изоляции
132
(например, появление механическиех примесей из системы
охлаждения при повреждении маслонасосов, имеющих
низкий ресурс); применение некачественноrо обмоточно-
ro провода;
деформация обмоток при воздействии токов КЗ. При
деформации появляется сдвиr элементов конструкции об-
моток и rлавной изоляции, приводящий к появлению не-
допустимых местных напряженностей электрическоrо поля,
эквивалентных тем, которые возникают при недопустимых
перенапряжениях.
Если в 60-х и начале 70-х rодов повреждаемость отечест-
венных трансформаторов ЗЗО 500 кВ была уrрожающе вели-
ка из-за большоrо числа аварий по причине "ползущеrо"
разряда, то к началу 80-х rодов блаrодаря вышеупомянутым
мерам аварийная повреждаемость была существенно сни-
жена и теперь составляет менее 1 % в rод по отношению
к парку установленных трансформаторов ЗЗО 750 кВ, при
этом доля аварий из-за "ползущеrо" разряда меньше доли
аварий из-за друrих 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 rодов. С тех пор потребители и изrотовители
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 и к .
Однако большинство новых типов (и все старые типы)
трансформаторов мощностью 125 МВ.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 энерrосистемах 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-I000000/ЗЗО.
Повреждения трансформаторов из-за появления витко-
ВЫх замыканий, междукатушечных замыканий по-прежне-
lЗЗ
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 длительноrо времени
эксплуатации. Причины появления ВИТКовых замыканий
обмоток MorYT быть разными. Ослабление изоляции вит-
ка катушки вызывают дефект провода, заложенноrо 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 заrряз-
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 реryлирования напряжения
Реrулирование напряжения Силовых трансформаторов,
как правило, должно осуществляться в автоматическом ре-
жиме и достаточно надежно. Однако не всеrда в энерrоси-
стемах устройство РПН используется в автоматическом ре-
жиме. rлавная причина этоrо 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 электродвиrателей привода из-за увлажнения,
отсутствие или недостаточный обоrрев, 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 механическоrо И3Носа. В ПРИВОДах
МЗ.2, МЗ-4 повреждаются также конечные и защитные
выключатели. Уплотнение крышки приводов, вЫполненное
из недостаточно качественноrо резиновоrо шнура, Проклад-
134
ка этоrо шнура в канале корпуса не MorYT обеспечить нуж
ную reрметичность. По этой причине аппаратура и различ
ные соединительные колодки привода подвержены окис
лению и покрытию ржавчиной и пылью. Из за несовершен
ства автоматики привода ero обоrрев 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 реryлято
ров из за нарушения сальниковых уплотнений.
Отмечены подrары контактов предызбирателя. Этот He
достаток в ряде случаев в энерrосистемах устраняется
серебрением контактов. Подrару 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, KorAa приходится вынимать все переключающее
устройство из бака трансформатора.
Из за невозможности слива масла из контактора из за
засорения сифона для полноrо удаления масла приходит-
ся применять продувку воздухом.
Отмечены случаи, коrда при транспортировке устройств
РПН типа РС в северные районы по прибытии трансфор
матора в устройствах обнаруживается слой льда толщиной
2 З см. Поэтому при длительной транспортировке трансфор-
маторов с такими устройствами необходимо принимать
меры по предотвращению увлажнения.
Привод ТI01a ПШI4у имеет недостатки: кулачковые эле
менты приводов недостаточно надежны, повреждается
пластмассовый корпус, отмечено смещение KOHTaKTHoro
рычаrа. Из за нарушения уплотнения вертикальноrо вала
возможно проникновение влаrи в шкафы привода. Распро
страненным недостатком приводов ПДП 4у, как всех при
водов, является залипание контактов или увеличение Bpe
мени возврата пускателей во время переключения Из за
заrрязнения рабочих поверхностей сердечника пылью и
смазкой. Залипание контактов пускателей вЫзывает He
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 трехфазноrо переключающеrо
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 переключающеrо уст-
pot:fcTBa и выводу трансформатора из работы.
Уменьшение последствий от замыкания контактов Mar
нитных пускателей путем усложнения схем управления
привода не облеrчает 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 переключающеrо устройства в местах соединения
с металлическими валами (при определенной наработке
происходит "разбивание" отверстий шпильками). Появ
ление недопустимых люфтов приводит к искажению кру-
rовой диаrраммы, и, как следствие, появляется несоrла-
сов анн ость в работе переключающеrо устройства, что в
конце концов приводит к повреждению отдельных эле-
ментов устройства РПН. Периодическая замена бакели-
товых валов устраняет люфт; она является сложной, но BЫ
нужденной работой по поддержанию переключающеrо
устройства в работоспособном состоянии.
В эксплуатации на реакторных переключающих устрой
ствах из-за несовершенства способа защиты масла rети
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-
ключающеrо 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 маrнитной 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 значительноrо объема
ремонтных работ, связанных со вскрытием активной части
трансформатора. Из-за недостаточной электрической из-
носостойкости контактов неоБХОДИ!l.1а более частая их за-
мена.
Автоматические реryляторы типов БАУРПН-l,2, АРНТ-67
и APT-IH (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-
щеrо воздуха в зимнее время (например, при ero установке
в КРУН) отмечены повреждения печатных плат (микропо-
рывы дорожек). Поэтому при низких температурах (ниже
O ОС) БАР может потерять работоспособность. Отмечено
также, что при последующем повышении температуры ра-
ботоспособность устройства БАР может восстановиться.
Оптимальное число переключений устройств реrулиро-
вания РПН достиrается за счет обоснованных расчетов ус-
тавок БАР по напряжению, выбора зоны нечувствительности
и выдержки времени реrулятора.
Подвержены повреждениям также современные быстро-
действующие устройства РПН.
Импортные переключающие устройства типов РС-З и РС-4
повреждаются в основном по причине конструктивных
недостатков. По количеству повреждений элементыI уст-
ройств этоrо типа располаrаются в такой последователь-
ности: контактор, предызбиратель избиратель и далее
отдельные повреждения.
Наиболее частыI дефекты контактора, сопровождающиеся
выходом контактора из "замка"; этому содействует само-
отвинчивание крепежных raeK, что приводит к значитель-
137
ному подrару контактов и разреrулировке элементов ки
нематики; имеет место выход из строя токооrраничиваю
щих резисторов.
Кроме перечисленных наиболее частых повреждений в
устройствах РПН типов РС-З и РС-4 встречаются и друrие не-
достатки: неrерметичность между баком трансформатора
и баком контактора, задержка переключения из-за появ-
ления старения металла ("усталости") переключающей
пружины, повреждение защитной мембраны, повреждения
изоляционноrо вала избирателя, разреrулировка кинема-
тики контактора.
Частыми дефектами избирателя и предызбирателя явля-
ются несоосность контактов избирателя, подrар контак-
тов из-за ослабления контактноrо нажатия, недостаточная
чистота поверхности обработки контактов.
Импортные переключающие устройства типов SA vз и SA vl
повреждаются по следующим причинам: повреждение ток 0-
оrраничивающих резисторов, ослабление аварийной мембра-
ны контактора, недостаточная прочность изоляции между
элементами резистора (заусенцы на ребрах тсковедущих
пластин, изrиб крайних элементов пластин, возможное по-
падание постороннеrо предмета между контактами при
сборке пакета и т.п.).
ОтечествеЮfOе переключающее устройство типа РНОА Пов
реждается по следующим причинам: перекрытие по внутрен-
ней поверхности бакелитовоrо цилиндра или по бакелито-
вой трубке сифонноrо устройства по причине увлажнения,
течь масла через стекло маслоуказателя или мембрану,
из-за обратноrо 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 "проrонку" устройств. Проrонку
производят через каждые шесть месяцев не менее 10 цик
лов в pery лируемом диапазоне в устройствах РПН, при
эксплуатации которых нет переключений или их количест-
во менее 300 в rоду и наrрузка по току более 0,7, и 1 раз в
rод 10 циклов по всему диапазону независимо от наrрузки,
количества переключений или при отключенном TpaHC
форматоре.
Переключающие устройства типа РНТ А-35/320 повреждаются
из-за пробоя изоляционноrо промежутка по поверхности баке
литовоrо цилиндра по причине увлажнения изоляции (по
падание во внутреннюю полость контактора влаrи), повреж
дения контактных систем устройств, повреждения токо-
оrраничивающих резисторов, ложной работы выключателя
защиты от повышения давления. В эксплуатации отмечены
также повреждения аварийноrо клапана, и проникновение
влаrи из-за недопустимоrо преждевременноrо старения
резиновых уплотнений, и, как следствие, увлажнение при-
водило к пробою изоляции переключателя между фазами.
При транспортировке трансформаторов, имеющих устрой
ство РПН типа РНТ А-35/320, наблюдаются случаи излома
наконечников ответвлений реrулировочной обмотки rpy-
бой ступени в месте их соединения с неподвижными кон-
тактами.
Переключающие устройства типа ПБВ повреждаются в
основном из-за появления недопустимоrо переrрева кон-
тактной части устройства. Такой переrрев сопровождается
интенсивным старением масла вначале вблизи контакта,
а затем приводит к постепенному ухудшению Bcero объе
ма масла трансформатора. Как следствие, повреждается об-
мотка в зоне реrулировочных витков. Как правило, при
этом срабатывание rазовой защиты выводит трансформа-
тор из работы. Рекомендовано периодически производить
прокрутку таких устройств. При прокрутке удаляется OK
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 rоды, после Toro как общая
повреждаемость трансформаторов значительно уменьшена
блаrодаря мерам, указанным в 28, 29. Повреждения БВО
дов особо опасны и связаны часто с полным разрушением
не только ввода, но и со значительным повреждением са-
Moro трансформатора. Такое повреждение трансформатора,
как правило, сопровождается пожаром.
Не всеrда удается эксплуатационному персоналу своев-
ременно обнаружить, устранить дефект или произвести
замену забракованноrо вида.
Маслонаполненные вnоды ЗЗО 500 кВ повреждаются в oc
новном из-за электрическоrо. пробоя изоляции вводов,
вызванноrо проникновением влаrи в неrерметичную KOH
струкцию с увлажнением бакелитовой или бумажной изо
ляции. Предупредить перекрытие внутренней изоляции
можно своевременным контролем состояния изоляции с
использованием rазохроматоrрафическоrо анализа пробы
масла, взятой из вводов (для rерметичных вводов).
Вводы неrерметичноrо исполнения, у которых после cpa
батывания устройства контроля изоляции вводов отмечено
резкое ухудшение tg () и емкости изоляции, незамедлительно
выводятся из работы.
Состояние и работоспособность rерметичных вводов в
соответствии с инструкцией определяются и контролируются
по показаниям манометра, который работает в режиме инди
KaTopHoro прибора, не трсбующеrо rосударственной повер
ки. Для накопления опыта ряд энерrосистем использует
манометры rерметичных 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 влаrи, а также из-за
вибрации. Чтобы исключить влияние вибрации, манометры
рекомендуется устанавливать вблизи трансформатора на соб
ственной стойке.
Соrласно инструкции завода изrотовителя отбор пробы
масла из rерметичноrо ввода не производится. Однако
из за конструктивных недостатков rерметичных вводов
paHHero выпуска (дефект бака давления) после замены ба-
ков давления соrласно циркуляру N° и 11 83 (Э) от 5.11.83 r.
140
нет полной уверенности в надежной работе вводов. Также
невозможно опрсделить и обосновать допустимую длительность
безаварийной эксплуатации вводов. Рекомендовано у вводов
однотипноrо исr1ОЛНСНУ.5I ПрСИ3I30ДИТЬ внеочередную провер-
ку ка чества Mac.r.a. IJключая У.:роматоrрафический анализ
масла. При резком повышении давления масла, не связан-
Horo с изменением температурных условий ввода, следует
незамсдлитс.'1ЫIO n шодить трансформатор из работы и
производить замену деrpеКТ ..lOrо DDОШl.
МаслонanОffilCllllые вводы 11O 150 кВ. В неrерметичных
вводах обычно через IS 20 лет работы изнашиваются уплот-
нения, в том числе в верхнем узле, [де это приводит к про-
никновению влаrи D расширитель и распределению этой
влаrи 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 нижнеrо
экрана ввода возле промежуточной втулки. Аварии сопро-
вождались пожаром. При своевременном выводе из работы
забракованных вводов и их полной разборке обнаружено
наличие налета желтоrо цвета на внутренней поверхности
нижней фарфоровой покрышки. У некоторых вводов в месте
появления желтоrо осадка фиксировалось начало появле-
ния nOBepxHocTHoro разряда.
Экспериментальные работы показали, что причиной
появления налета являются чрезмерное увеличение на-
пряженности электрическоrо поля, допущенное при проекти-
ровании, использование некачественных резиновых уплот-
нений (вымывание из резины некоторых составляющих).
Ускорению появления желтоrо налета способствует повы-
шение температуры масла.
Ненадежным элементом маслонаполненных вводов проТЯ-
женноrо типа напряжением 110 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 rибкоrо линейноrо шлейфа, и резко возрас-
тающих в сложных климатических условиях (rололед с вет-
ром или только ветер), происходит ослабление болтовых
соединений и KOHTaKTHoro узла с одновременной разrерме-
141
тизацией ввода. В результате ухудшения состояния резь
бовоrо контакта и появления коррозии возрастает переход
ное сопротивление в месте контакта, что приводит к чрез
мерному HarpeBY и выплавлению отвода обмотки из HaKO
нечника верхней части ввода трансформатора. При несвоев-
ременном обнаружении TaKoro дефекта трансформатор
может повредиться с большими разрушениями. Поэтому
при периодических осмотрах и ремонтах необходимо oco
бое ВНимание обращать на качество пайки отводов обмотки
к наконечнику, контролировать состояние резьбовоrо KOH
такта зажимов и своевременно производить замену резино
вых уплотнений.
Для выявления нарушения 8epxHero узла вводов ЗЗО кВ
и выше, учитывая их труднодоступность, в энерrосистемах
стали применять тепловизионный контроль мест переrревов,
в частности рассматриваемоrо узла вводов. С помощью
тепловизоров можно эффективно фиксировать недопусти-
мое превышение температур.
у вводов paHHero выпуска увлажнения происходило быст-
рее, так как расширитель ввода был снабжен только rидро-
затвором. Чтобы предупредить преждевременное увлажне-
ние внутренней изоляции ввода, в энерrосистемах стали
устанавливать последовательно (перед rидрозатвором)
воздухоосушительный фильтр, который несколько замед
лял процесс увлажнения изоляции. Воздухоосушительный
фильтр как дополнительное сопротивление при некачест-
венном уплотнении может привести к более интенсивным
подсосам атмосферноrо 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 HerepMe-
тичноrо исполнения. Как следствие, при температурных
колебаниях нарушалась rерметизация ввода в различных ero
местах с проникновением во ввод окружающеrо воздуха.
По различным причинам, в основном из-за нарушений
в эксплуатации, до сих пор происходят повреждение фарфо-
ровых покрышек, скалывание ребер, повреждение масло
указательноrо стекла, манометра и т.п.
У вводов с составными верхними фарфоровыми покрыш
ками (состоящими из двух и более частей) отмечено нару-
142
шение rерметичности в местах сочленения отдельных
частей из за повреждения эпоксидной склейки или CTape
ния резиновоrо некачественноrо 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 OT
носительно изоляционноrо 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, коrда при установке
нижних экранов ввода острыми кромками пружинной шай-
бы прорезались алюминиевые стенки экрана. В дальнейшем
под действием вибраций работающеrо 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 пощон-
ку (укорочение длины отвода). Если не произвести укороче
ния отвода, то после установки HOBoro 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 cTporo по чертежам, раз-
работанным UКБ Союзэнерrоремонта, 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
BepxHero 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-
rим видам воздействий (электрическим и динамическим).
Характерные повреждения элементов систем охлаждения:
появление течи и утечка масла, приводящая к отключе-
нию трансформатора. Причинами появления этоrо дефекта
MorYT быть дефекты сварных швов, деформация охлаждаю-
щей поверхности элементов системы охлаждения, разrер-
метизация трубок трубноrо пучка маслоохладителей си-
стемы и (типа МО-5З-4-1) в местах завальцовки, а также
повреждение охладителей этоrо типа в зимнее время из-за
"замораживания", вызванноrо I недопустимой цирку ля-
цией холодноrо 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 специальноrо съемни-
ка), а также искажения фронта установки лопастей, несвоев-
ременная замена бракованных подшипников и некачествен-
ный контроль за смазкой подшипников;
снижение теплосъема охладителей системы ди из-за
засорения трубноrо пучка (межтрубноrо пространства).
В засоренном меж трубном пространстве снижается расход
воздуха через охладитель из-за Toro, что часть воздуха, Har-
HeTaeMoro вентиляторами, не проходит через межтрубное
пространство охладителей. В Мосэнерrо применяют для
очистки продувку избыточным давлением O,6 l МПа. Если
144
продувка сжатым воздухом не обеспечивает удаление за
rрязнений, то промывают водой (пожарным стволом) из
маrистральноrо водопровода, а затем вновь продувают сжа
тым воздухом. Несвоевременная очистка внутренней по
верхности по водяной стороне охладителей системы II от
заrрязнений (ракушечника, отложений солей и ила) также
снижает теплосъем охладителей.
Электронасосы систем охлаждения ДН и II 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-
rих электронасосов выпуска до 1983 r. в передних и задних
щитах после наработки от 6 ч и более имеют выработку, не
позволяющую дальнейшую нормальную эксплуатацию Mac
лонасосов. Возникающая слабая насадка подшипников
приводит к задеванию ротора о статор электронасоса с появ
лением механической пыли и стружки. Кроме Toro, 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 Mac
лом, протекающим через электронасос, попадает в бак Tpac
форматора; осаждаясь на изоляции, она снижает электри-
ческую прочность изоляции и способствует повреждению
трансформатора.
В целях повышения надежности электронасосов серии Т
завод изrотовитель внедрил ряд мероприятий по улучшению
конструкции и технолоrии изrотовления, 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
рабочеrо колеса, исключен местный neperpeB обмотки CTa
тора, вместо чуrунных щитов (передних и задних) приме
нены стальные щиты, изменена конструкция запорных YCT
ройств для присоединения манометра (применены венти-
ли иrольчатоrо типа), произведена замена провода на про-
вод марки ПСДТ Л.
145
Для CBoeBpeMeHHoro выявления причин повреждения
применено диаrностирование электронасосов с помощью при
бора ИСП l. Этот прибор реrистрирует уровень высокочас
тотных вибраций, возникающих в дефектных подшипни
ках. Рекомендована периодичность диаrностирования под-
шипников перед вводом электронасосов, в работу после
замены подшипников и после ремонта электронасосов.
Контроль системы охлаждения особо ответственных TpaHC
форматоров с использованием прибора ИСП l 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 всеrда соответствует изменению объ
ема масла в баке при всех колебаниях температуры OKPy
жающеrо воздуха и наrрузки.
При недостаточном контроле за уровнем масла в эксплу
атации (а также при неправильной работе стрелочноrо Mac
лоуказателя) отмечены в одном случае (в зимнее время)
утечка масла из расширителя, сопровождающаяся отключе-
нием трансформатора, а в друrом 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 предохранительноrо
клапана. При дефектном клапане после ero срабатывания
не происходит ero 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 располаrается 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 диафраrмы выхлопной трубы.
При этом происходит выравнивание уровней масла в выхлоп-
ной трубе и расширителе, сопряженное с резким перетоком
масла, срабатыванием rазовой защиты и отключением TpaHC
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 наrрузки и увеличении
объема масла под давлением масла разрушается диафраr-
ма выхлопной трубы с выбросом масла наружу. На подстан
циях без дежурноrо персонала в дальнейшем из за задержки
установки новой диафраrмы через поврежденную диафраr
му проникает влаrа из окружающей среды и происходит
увлажнение масла и далее изоляции. Uелесообразно 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 ero отключения, условно можно отнести к прочим.
Наиболее распространенным недостатком трансформато
ров является течь масла в разъемах различных узлов KOH
струкции из за применения в большинстве случаев недоста-
точно качественной маслостойкой резины. Течь не всеrда
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 явил ось скопление в по.
лости швеллера крепления домкратной площадки, прива-
peHHoro к стенке бака, воды, которая при замерзании при-
водила к разрыву бака.
Неправильная работа предохранительноrо клапана из-за
смещения уплотнительной прокладки вызывает течь мас-
ла и утечку ero из трансформатора. 147
Протечки через дефектные сварные швы нередко можно
встретить сразу же после ввода трансформаторов в эксплуа-
тацию.
Имеет место сильный HarpeB болтов разъема бака, как
правило, в старых трансформаторах. HarpeB обусловлен
током, протекающим по болту, из-за наличия вертикальной
составляющей напряженности маrнитноrо поля. Дефект
устраняют путем шунтирования ряда болтов медными или
алюминиевыми шинками необходимоrо сечения.
Были отмечены случаи прибытия на энерrообъем транс-
форматоров с деформацией бака, с пробоиной в днище ба-
ка из-за нарушений правил транспортировки по железной
дороrе.
31. Расследование причин повреждения трансформаторов
Расследование аварий трансформаторов, происшедших
на энерrообъектах Минэнерrо СССР, производится в соот-
ветствии с действующей инструкцией. В состав комиссии
по расследованию причин повреждения мощных трансфор-
маторов входят орrанизации )\'Iинэнерrо СССР, а также ор-
rанизации, проектирующие и изrотовляющие силовые транс-
форматоры.
Uель работы комиссии выявление причин повреждения
трансформаторов, определение виновника, а также разра-
ботка мероприятий по восстановлению работоспособности
поврежденноrо трансформатора.
По результатам расследования аварии на конкретном
трансформаторе комиссия определяет возможность повто-
рения повреждения на друrих однотипных трансформаторах,
установленных в ряде энерrосистем. Для предупреждения
повторных повреждений разрабатываются эксплуатацион-
ные или противоаварийные циркуляры, которые в обяза-
тельном порядке утверждаются rлавтехуправлением Мин-
энерrо СССР и распространяются на подведомственные
энерrообъекты. Uиркуляры разрабатываются, как правило,
заводом-изrотовителем совместно с орrанизациями, под-
чиненными r лавтехуправлению Минэнерrо СССР.
При расследовании аварий трансформатора на базе пред-
ставленноrо материала, как правило, формируются несколь-
ко версий о причине повреждения трансформатора. Не Bcer-
да мнения членов комиссии однозначно совпадают.
148
Члены комиссии, не соrласные 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 эксплуатационноrо оператив-
Horo журнала, в ряде случаев отсутствие или низкое качест-
во осциллоrрамм, маrнитной 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;
заrрязнение масла и изоляции;
некачественный ремонт;
несоответствие электродинамической стойкости транс-
форматора воздействующим токам кз;
превышение воздействий (механических от токов кз,
тепловых переrрузок, электрических перенапряжения,
перевозбуждения маrнитопровода);
дефекты из-за недостатков конструкции и технолоrии
изrотовления;
применение некачественноrо материала при изrотовл.е-
нии трансформатора (особенно если при изrотовлении при-
менялся провод обмоточный HeBblcOKoro 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-изrотовителей.
При расследовании причин повреждения трансформаторов
также отмечалось, что эксплуатационный персонал нарушал
правила хранения трансформаторов перед монтажом и вво-
дом ero в эксплуатацию. Такое нарушение в энерrосистемах
продолжается до сих пор, хотя (,уществуют разъяснение и
рекомендации не допускать нарушения сроков хранения
149
трансформаторов. Эксплуатация не всеrда по истечении
3 мес со дня получения трансформаТОРОR переводит их на
длительное хранение, что может привести из за потери rep
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 примене!"шем специальноrо дефицитноrо
вакуум-сушильноrо 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 (ox
ладителей, маслонасосов, вводов, замена силикаrеля и т.д.)
необходимо полностью выдерживать требования действую-
щих инструкций. Некачественная деrазация 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 ero проrрева в режиме холостоrо хода или под
наrрузкой он может быть выведен из работы действием ra
зовой защиты.
Недостаточная очистка трансформатора и ero узлов сни
жает электрическую прочность изоляции. До настоящеrо
времени все трансформаторы, поставляемые в энерrосисте
мы, на заводах изrотовителях недостаточно очищаются от
механических примесей, при этом поставщики трансфор
маторов исходят из Toro, 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 поврежденчю
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 TpaHC
форматор в эксплуатацию после очистки и промывки.
rl1aBa 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 cnycKHoro крана и уплотнений;
осмотр и чистка охлаждающих устройств;
проверка и при необходимости замена подшипников элек-
тродвиrателей систем охлаждения и вентиляторов, их ба
лансировка;
проверка контрольно-измерительных при боров, защит, а
также разрядников при их наличии на устройстве РПН;
проверка rидравлическоrо затвора, мембраны выхлоп-
ной трубы, отсекателя;
осмотр, проверка маслопроводности BepxHero контакт-
Horo узла вводов и при необходимости замены уплотнений;
отбор и проверка проб масла из бака трансформатора, не-
rерметичных и при необходимости rерметичных вводов;
проверка устройств защиты масла и замена поврежденных
элементов этих устройств.
Ежеrодно в зависимости от числа переключений прово-
дится текущий ремонт устройств РПН.
У маслонаполненных неrерметичных 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-
reHc уrла диэлектрических потерь ввода и при необходи-
мости выполняется полная замена масла.
При текущем ремонте трансформаторов с принудитель-
ным охлаждением проверяется rерметичность охладителей
и замена уплотнений, состояние подшипников электрона-
сосов и двиrателей вентиляторов и производится их заме-
на с одновременной балансировкой электродвиrателей.
rерметичность масловодяных охладителей проверяется
соrласно инструкции завода-изrотовителя путем создания
избыточноrо давления поочередно со стороны масляной и
151
затем ВОДЯНОЙ системы, при этом заменяются дефектные
уплотнения и производится завальцовка и r лушение HeKO
Toporo количества (ДBYX Tpex) трубок трубноrо 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-
форма тора.
Технолоrические операции текущеrо
частью типовоrо капитальноrо ремонта
Moro средним ремонтом). Более подробно
текущеrо ремонта будут рассмотрены ниже.
ремонта являются
(иначе называе
основные работы
ЗЗ. Типовой капитальный ремонт
В сравнении с текущим этот вид ремонта отличается объе-
мом и сложностью работ. Соrласно действующим нормам
[1 и 4] капитальный ремонт трансформаторов напряжением
110 кВ производится В первый раз в большинстве случаев
после 12 лет эксплуатации. Применяя более совершенные
способы диаrностики, сроки проведения первоrо капиталь-
Horo ремонта можно пере сматривать в сторону увеличения
сверх 12 лет. В каждом конкретном случае изменение cpo
ков капитальноrо ремонта принимается после рассмотре-
ния состояния трансформа тора и необходимоrо обоснования.
Капитальный ремонт трансформатора производится, как
правило, со вскрытием активной части, но без ее разборки.
Необходимость подпрессовки обмоток является основной
причиной периодическоrо 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, Te
ряют или снижают свою электродинамическую стойкость.
Поэтому для предупреждения деформаций обмоток под
воздействием тоКов К3 обмотки хотя бы 1 раз в течение
срока службы трансформатора подверrаются подпрессовке.
Кроме Toro, 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 зашла мление актив-
ной части, увлажнение изоляции, ослабление прессовКи
мarнитопровода, ухудшение изоляции между элементами
маrнитопровода (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-
сующеrо 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 Mar-
нитопровода и элементов прессующеrо устройства обмоток.
Вскрытие активной части налаrает требования в отно-
шении увлажнения изоляции: чтобы уложиться в сроки
проведения ремонта (разные у трансформаторов разных
классов изоляции), производится проrрев трансформаторов.
Капитальный peMoH:r без разборки активной части вклю-
чает в себя перечень операций, выполняемых на узлах
(элементах) трансформаторов в определенной технолоrи-
ческой последовательности.
Объем работ, выполняемых при капитальном ремонте
без разборки активной части, следующий.
Активная часть мarнитопровод: осмотр, измерение и оп-
ределение состояния изоляции, выявление и устранение
деформации ярмовых балок, измерение изоляции сопротив-
ления межлистовой изоляции по пакетам, проверка и БОС-
становление схемы заземления элементов маrнитопро-
вода, а также проверка усилий затяжки шпилек, болтов и
полубандажей на ярмах маrнитопровода, чистка от шлама,
rрязи и посторонних предметов, устранение мелких дефектов.
Обмотки: проверяется состояние обмоток, очищаются и
промываются вертикальные и rоризонтальные 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.
Пе,реключаюш;ие устройства: проверяется состояние кон-
тактов переключателе.и, при необходимости зачищаются или
заменяются повреждеНЕые контакты, осматриваются pery-
лировочные отводы 11 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 упорноrо прутка в местах
разъемов восстанавливается ero 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 ero окраска в необходимых
местах, проверяется арматура и система охлаждения транс-
форматора, а также выхлопной трубы или предохранитель-
Horo клапана и отсечноrо клапана, производится окраска
поверхностей.
Вводы: осматриваются и очищаются поверхности фарфо-
ровых покрышек, проверяется состояние нижнеrо и BepxHero
контактных узлов, устраняется течь масла подтяжкой прес-
сующеrо устройства, при необходимости заменяются масло
и уплотнения, а также выполняются друrие мелкие работы,
производятся измерения и испытания.
Масло и изоляция: заменяется масло на предварительно
подrотовленное 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 rерметич-
ность, устанавливаются силовые и контрольные кабели,
а также приборы контроля HarpeBa и защиты, после оконча
ния монтажа трансформатора проводятся испытания со-
rласно [3].
Ремонт трансформаторов имеет схожие подrотовительные
работы с монтажом.
Орrанизация ремонта трансформатора без разработки
активной части в сравнении с орrанизацией монтажа тpaHC
форматора наряду со сходством имеет отличие. Ремонт TpaHC
форматора отличается большей сложностью и объемом вы-
полняемых работ.
Качественное выполнение ремонтных работ в оптималь
ные сроки с привлечением обоснованной численности pe
MOHTHoro персонала возможно только после предваритель-
ной подrотовки и орrанизации работ, для чеrо разрабаты-
вается и утверждается в установленном порядке проект ор-
rанизации работ (ПОР).
При разработке ПОР учитываются условия выполнения
капитальноrо ремонта трансформаторов на конкретном
энерrообъекте. Лучшие условия для проведения TaKoro вида
ремонта можно обеспечить на rидростанциях при производ-
стве работ на торце машинноrо зала или в ТМХ. К примеру,
все требования для качественноrо выполнения капиталь-
Horo ремонта обеспечиваются на ВОЛЖСКОЙ rэс имени в.и. Ле
нина, Братской rэс и друrих электростанциях. С худшими
условиями для проведения капитальноrо ремонта трансфор-
маторов ремонтные и эксплуатационные орrанизации стал-
киваются на подстанциях, не имеющих ТМХ, коrда 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 заrряз-
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 rлавная изоляция
и обмотки полностью поrружены в масле. Такое оrраниче-
ние объема капитальноrо eMOHTa возможно.
Проект орrанизации работ включает в себя все техноло-
rические операции: снятие трансформатора с места установ-
ки, транспортировка и последующее вскрытие активной
части и проведение ремонтных работ, сдача эксплуатацион-
ному персоналу после завершения Bcero комплекса работ.
Схема типовоrо капитальноrо ремонта трансформатора
может несколько измениться в случае проведения ремонта
rpynnbI однофазных трансформаторов (или двух трехфазных
трансформаторов), установленных на подстанции, или энер-
rоблока. Сетевой rpафик ремонта трансформаторов в зави-
симости от срока ремонта энерrоблока предусматривает па-
раллельное или последовательное выполнение технолоrи-
ческих операций с привлечением оптимальной численнос-
ти и квалификации peMoHTHoro персонала.
Помещение, rде производится разборка и сборка транс-
форматора, как правило, должно иметь железнодорожный
въезд на rлубину не менее 30 м :1 иметь якорь для закреп-
ления полиспаста. При разборке для вертикальноrо переме-
щения узлов трансформатора предусматривается тихоходное
rрузоподъемное оборудование, рассчитанное по rрузоподъ-
емности на снятие наиболее тяжелой части трансформато-
ра (съемной части бака). В помещеНliИ устанавливается на
время ремонта необходимое ремонтное технолоrическое
оборудование.
Место ремонта охладителей оснащается rрузоподъемным
и друrим технолоrическим оборудованием (маслонасосы,
rидравлический 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
rpузоподъемными механизмами. Помещение должно
иметь связь с маслохозяйством (или иметь емкости чис-
Toro и отработанноrо масла).
156
Участок ремонта вводов должен находиться в зоне об
служивания подъемным оборудованием, на случай замены
масла предусматривается трубопроводная связь с емкостя
ми чистоrо и использованноrо масла, и должна обеспечи-
ваться защита фарфоровых покрышек от механических
воздействий. Кроме Toro, на ремонтной площадке предус
ма тривается проrрев и возможность проведения испытания
и измерения характеристик ввода.
Участок ремонта бака, расширителя, выхлопной трубы и
друrих элементов находится также в поле обслуживания
rрузоподъемным оборудованием. На этом участке должно
предусматриваться безопасное проведение сварочных работ.
Осмотр и ремонт активной части производится после про-
ведения всех подrотовительных работ соrласно ПОР.
Вскрытию активной части трансформатора предшествуют
работы по снятию трансформатора с фундамента и ero 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 rидродомкратов, которые на крестовинах же-
лезнодорожноrо пути располаrаются под днищем бака в
специально предназначенные для их установки места.
Подъем трансформатора с помощью rидродомкратов осу-
ществляется плавно с равномерным распределением наrруз
ки между домкратами, при этом контроль за работой rидро
домкратов производится по манометрам rидродомкратноrо
устройства.
Прибывший на ремонтную площадку трансформатор pac
полаrается так, чтобы с помощью rрузоподъемноrо обору-
дования можно было произвести операции по снятию всех
узлов, располаrаемых на баке трансформатора.
Перед вскрытием активной части трансформатор про-
rревается, при этом температура активНой части в процессе
Bcero периода последующей разrерметизации должна пре
вышать температуру точки росы окружающеrо воздуха (на
ремонтной площадке) не менее чем на 5 ос и во всех случаях
не снижалась ниже +10 ос. Целесообразно в период проrpева
снять с бака охладители системы охлаждения (навесной).
157
Время пребывания активной части без масла во вскрытом
состоянии на ремонтной площадке cTporo реrламентировано
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 pa
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 соrласно их весовым данным
и схемам строповки. Особенно тщательно выдерживается
уrол строповки при снятии (установке) вводов напряжением
110 кВ и более, как правило, располаrаемых на баке под
уrлом. В практике отмечены случаи, коrда 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 11 О 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. Uелесообразно при этом произвести маркировку
отводов, что обеспечит дальнейшую оперативную сборку
схемы отводов.
На мarнитопроводе устраняются все замеченные Heдo
статки ярмовых балок и прессуюших устройств винтов с
последующим доведением прессовКИ до норм. При выявле
нии замыкания между заземленными частями конструкции
маrнитопровода 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 переrревов на участках элементов маrнитопровода.
После выполнения всех работ производится очистка узлов
маrнитопровода.
Обмотки и изоляция тщательно осматриваются. Выяв-
ляются места касания изоляционных (междуфазных) пе
реrородок и обмоток (отводов). Раличие 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 друrих
заземленных частей до изоляционной переrородки должны
быть не менее 30 мм.
В процессе работы трансформатора на Hero воздействуют
собственная вибрация и токи KopoTKoro замыкания. Под их
воздействием в случае недостаточной запрессовки обмоток
происходит с ещение элементов (прокладок) обмоток, а
также возможна деформация обмоток. Поэтому при OCMOT
ре обмоток, расположенных снаружи активной части, про
веряют их в доступных местах на вертикальность столбов
прокладок (смещение по вертикали относительно друr дpy
ra 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 друrих недостатков, обна-
руживаемых на элементах и узлах конструкции активной
части:
восстанавливается затяжка узлов крепления внешней
изоляции. Ослабленные крепления подтяrиваются и пре-
дохраняются от саМООТБинчивания, при этом допускается
в изоляции сверление новых отверстий при смещении изо-
ляции переrородок 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 ОС.
Необходимо Помнить, что при ухудшении качества паек,
сопровождающемся недопустимым переrревом, изоляция
в зоне дефектной пайки интенсивно стареет, темнеет и
по цвету отличается от изоляции на соседних здоровых
участках и:щляции отводов. Поэтому отводы по всей длине
тщательно осматриваются, особенно внимательно, если
результаты хроматоrрафическоrо анализа масла, выполнен-
159
Horo 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 друr друrа, 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 натяrа с не-
которым припуском.
Технолоrические операции по подпрессовке обмоток
выполняются с помощью rидродомкратов (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 маrнитопровода), что необходимо особенно
при прессовке трансформаторов 100 МВ.А и более. Такая
прессовка возможна при установке на прессующие кольца
обмоток значительноrо количества rидродомкратов. В боль-
шинстве случаев прессовка обмоток выполняется раздель-
но по каждой обмотке из-за оrраниченноrо количества rид-
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 MorYT 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:
l-й класс изоляция эластичная; при полном сrибе вдвое
изоляция не ломается;
160
2 й класс изоляция твердая; при полном сrибе вдвое
образуются трещины;
З й класс изоляция хрупкая; при полном сrибе изоля-
ция ломается;
4-й класс изоляция хрупкая; при сrибе до прямоrо уrла
изоляция ломается.
у трансформаторов, имеющих переключатель ответвле-
ний ПББ, необходимо тщательно проверить исправность
контактов и достаточность их нажатия.
После выявления и устранения недостатков активная
часть промывается струей cyxoro rорячеrо масла (60 ОС); 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 пр омывается на собственном поддоне бака, то после
промывки удаляются с поддона остатки масла и он проти-
рается насухо.
Б соответствии с ПОР (сетевым rрафиком) параллельно
с работами на активной части производятся работы по ре-
монту системы охлаждения, быстродействующих переклю
чающих устройств и друrих демонтированных узлов.
Сборка трансформатора производится после завершения
всех работ на активно\i 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 технолоrическим процессом, особенно если она
производится в полевых условиях, и поэтому ремонтные pa
боты должны, как правило, выполняться в течение расчет
Horo технолоrическоrо времени, rарантирующеrо сохране-
ние изоляционных характеристик бумажной изоляции
трансформатора.
Сборка трансформатора выполняется в определенной
технолоrической последовательности и в минимальное вре-
мя, обеспечивающее скорейшую rерметизацию 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 технолоrических 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.
У становка адаптера с трансформаторами тока мощных
трансформаторов производится в комплекте с бакелитовыми
цилиндрами. При установке соблюдаются уrол наклона и
правильность расположения выводной коробки относи-
тельно выреза в цилиндре.
Установку маслонаполненных высоковольтных вводов,
располаrаемых на баке под уrлом, производят постепенно,
чередуя последовательно вертикальные и rоризонтальные
движения. Такая тщательность при установке вводов ra-
рантирует сохранность бакелитовых цилиндров. До уста-
новки ввода проверяется правильность расположения мас-
лоуказательноrо стекла ввода относительно бака транс-
форматора и вырез бакелитовоrо цилиндра, который дол-
жен правильно располаrаться относительно ввода. В экс-
плуатации отмечены случаи, коrда при сборке трансфор-
матора из-за неправильноrо расположения выреза бакели-
TOBoro цилиндра он своим краем опирался на отвод обмот-
ки, что приводило со временем к появлению ползущеrо
разряда с последующим пробоем изоляционноrо 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 бакелитовоrо цилиндра. При закрепле-
нии BepxHero KOHTaKTHoro узла ввода rерметизацию нако-
нечника производят с особой тщательностью, правильно
располаrая уплотнительную резину и равномерно затяrи-
вая ее. У rерметичных 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
rерметизации трансформатор вакуумируется с остаточным
162
давлением, приведенным в сопроводительной документа-
ции. Вакуумировка трансформатора на полный вакуум про
изводится по специальной технолоrии равномерно и посте-
пенно ступенями по 0,013 МПа через каждые 15 мин до ос-
таточноrо давления 0,001 МПа. Если в течение 1 ч после
, достижения BepxHero предела вакуума ero значение не
снижается ниже 0,003 МПа, трансформатор считается rep-
метичным. После проверки rерметичности бак трансфор
матора выдерживается до заливки маслом при верхнем пре-
дельном значении 0,001 МПа в течеlll'е 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 ос, а для трансформа-
торов напряжением 220 750 кВ 45 0 ос. 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: 1l0 150 кВ в течение 3 ч, а 220 750 кВ
в течение 5 ч. Этот' вакуум постепенно снимается с oднo
временной подачей в бак воздуха через воздухоосушитель-
ный фильтр.
Установка расширителя, ВЫХЛОПНОй трубы и rазоотво-
дящей системы производится после заливки бака маслом,
затем подсоединяется к расширителю система масляной
защиты, устанавливаются приборы rазовой защиты и сиrна
. лизации.
Избыточным давлением масла в расширителе не более
20 кПа (0,2 Krc/cM 2 ) проверяется маслоплотность BepxHero
KOHTaKTHoro узла вводов. Такое давление устанавливается
с помощью редуктора по показаниям манометра с верхним
пределом 50 100 кПа (0,5 1 Krc/cM 2 ).
При проверке на маслоплотность BepxHero KOHTaKTHoro
узла ввода в расширителе без специальной защиты (с си
ликаrелевым воздухоосушителем) и в трансформаторах с
lБЗ
пленочной защитой следует использовать чистый сухой воз-
дух или азот, в трансформаторах с азотной защитой только
чистый сухой азот. Работы по проверке на rерметичность
BepxHero 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 сжатоrо rаза (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 rаз
подается в надмасленное пространство расширителя, а в
трансформаторах с пленочной защитой внутрь эластич
ной оболочки. Как правило, проверку rерметичности произ-
водят в летнюю ремонтную кампанию, т .е. при положитель-
ной температуре окружающеrо воздуха.
При дефектной резиновой прокладке контактноЙ шпиль-
ки ввода через поврежденное место (щель, трещина) про
кладки проходит rаз. Для обнаружения места повреждения
прокладки снимается защитный кожух, и зона rайки, 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 rермети-
ком КЛТ-ЗО, эластосилом и Т.П.
Окончательная доливка масла в трансформатор про из-
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 ос.
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 ero транспортировкой на фундамент, rде заканчи
ваются работы по окончательной сборке и подrотовке к
включению.
164
Ремонт вводов напряжением 110 кВ и выше увязан с
возможностями ремонтных мастерских (наличием BaKYYM
Horo 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 тpaHC
форматора: заменяется отработанный силикаrель и масло
в rидрозатворе неrерметичных вводов, заменяются дефект-
ные резиновые уплотнения в верхнем контактном узле; при
необходимости доливается масло; устраняются мелкие дe
фекты фарфоровой покрышки; отбирается проба масла
и после проверки определяется необходимость ero замены
(проба масла из rерметичных вводов отбирается, как правило,
по соrласованию с заводом изrотовителем); 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 rерметичных вводов. Если обнаруже
на течь в зоне нижней фарфоровой покрышки, заменяется
ввод на резервный.
В период капитальноrо ремонта трансформатора с подъ
емом съемной части бака ("колокола") демонтируются все
вводы, и при необходимости в условиях ремонтных MaCTep
ских выполняются работы вплоть до полной разборки ввода,
включая подсушку или сушку ввода.
Д о л и в к а м а с л а во ввод выполняется при необходи
мости в соответствии с требованиями инструкций завода-
изrотовителя. Объем масла в неrерметичном маслонапол
ненном вводе контролируется по маслоуказателю. При TeM
пературе 15 20 ос уровень составляет 2 З высоты масло-
указательноrо стекла. Доливка масла производится с при
менением воронки через отверстие для доливки масла во
ввод, при открытом отверстии для выхода воздуха (оба OT
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 rорлышком. 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
rерметичные маслонаполненные вводы предусматриваются
меры предосторожности, чтобы не закачать во ввод воз
дух. Для этоrо, прежде чем открыть пробку маслоотборноrо
устройства, в промежуточном бачке создается избыточное
давление 0,01 ,02 МПа (0,1 ,2 Krc/cM 2 ), и масло подается
при заливке небольшими порциями.
Доливка масла в rерметичные вводы контролируется
по манометру. Давление масла во вводе выдерживается
в пределах 0,02 ,25 МПа (0,2 2,5 Krc/cM 2 ). Масло, предназ-
наченное для доливки в rерметичные вводы, предваритель
но деrазируется при вакууме с остаточным давлением не
более 666,5 Па (5 мм рт. ст.) В течение 4 ч на каждые 50 л об
рабатываемоrо масла.
Замена масла во вводах в эксплуатации в зависимо
сти от конструкции маслонаполненноrо ввода производят-
ся со снятием ввода с бака трансформатора или без ero
демонтажа. При смене масла без демонтажа необходимо,
чтобы конструкция ввода обеспечивала доступ к нижним
слоям масла. Замена масла во вводах может быть peKOMeH
дована при содержании водорастворимых кислот в масле
не более 0,03 Mr КОН на 1 r.
Приrотовленное заранее трансформаторное масло в
объеме, равном трех-четырехкратному объему масла BBO
да, должно быть очищенным, деrазированным, удовлетво-
рять всем требованиям и иметь пробивное напряжение не
ниже 60 кБ для вводов на напряжение до 500 кБ и 70 кБ для
вводов на напряжение на 750 кБ и выше. Блаrосодержание
не более 10 r/T, rазосодержание для rерметичных вводов
не более 0,15 %.
После слива масла ввод промывается по схеме замкну-
Toro 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 110 кБ) до 24 ч (вводы 750 кБ). Промыв-
ка прекращается после достижения нормированных для масла
значений tg l) при 70 ос. На завершающей стадии заливки
(промывки) производится вакуумирование ввода при OCTa
точном давлении не более 667 Па. Продолжительность
вакуумирования у вводов 110 кБ 4 ч, 150 220 кБ 8 ч, а у 330 кБ
и выше не менее 12 ч.
lбб
Рис. 20. Схема замены масла во вводах: Труоопро(}о(}
1 бак для слива отработанноrо мас- от (}aI(YYfvl Hacoca
ла; 2 подставка (стул); 3 ввод; 4
бак с чистым маслом; 5 фильтр-пресс;
6 приемный бак; 7 пробка для слива
масел
J
2
Ремонт фарфоровых покры-
шек при обнаружении мелких
повреждений на фарфоровых
покрышках производится пу- 1
тем окраски мест скола или
приклеивания отколовшихся
частей. Места окраски или
склеиваемые части предвари-
тельно очищаются от заrрязнений, обезжириваются и высу-
шиваются. Лак, применяемый при окраске, должен быть
влаrостойким и равномерно покрывать место повреждения,
придавая блестящий оттенок, схожий с rлазурью. 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 сжатоrо cyxoro 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 Kr присоединяется к ваку-
167
умной системе с помощью штуцера, установленноrо вместо
верхней пробки выпуска воздуха, а такж' 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 промежуточноrо
бачка маслом, подоrретым до 20 25 ос. Затем снимается
вакуум, после достижения устойчивоrо уровня масла в
промежуточном бачке отсоединяются вакуум система и Про
межуточный бачок (масло из Hero предварительно слива
ется), и устанавливается верхняя пробка. Создается с по
мощью маслонасоса избыточно давление 0,3 МПа подкач
кой дополнительноrо 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 технолоrической операцией и Прозводится со снятием
стяжноrо устройства и полным сливом масла из ввода. Опе-
рации по замене всех остальных прокладок менее трудоем-
кие и не требуют снятия стяжноrо устройства и слива масла.
При замене прокладок со снятием стяжноrо устройства
ввода до слива масла предварительно устанавливается спе-
циальное технолоrическое приспособление, предназначен
ное для прижимания нижней фарфоровой покрышки к
основному фланцу (середина ввода). Если производить
распрессовку ввода без установки этоrо приспособления,
то остов ввода начнет смещаться вниз, что приведет к об-
рыву перемычки от последней прокладки и т.д.
После установки специальноrо приcnособления и слива
масла производится замена прокладок в определенной Tex
нолоrической последовательности, затем заливается ввод
маслом.
168
Ремонт системы охлаждения в зависимоСТИ от ее типа
имеет некоторые особенности.
При ремонте системы охлаждения типа Ди вскрывают
коробки (коллекторы), тщательно очищают, обезжиривают
и заваривают места течи в сварных швах трубок в зоне сопря-
жения с трубной решеткой (пластиной) или заrлушают
дефектные трубки (не более двух трубок на каждый ход
трубной пластины), при этом для компенсации разницы
в температурном удлинении рабочих и заrлушенных трубок
со стороны плавающей rоловКИ снимают сварной шов тор-
ца трубки на 5 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 м З : контур промывки, включающий маслонасос (типов Т,
ЭТ, ЭllТ) и сетчатый фильтр, и второй контур (HarpeBa и
восстановления масла), в который входит маслоподоrpе-
ватель и маслоочистительная установка с насосом. В схеме
предусматривается HarpeB до '!'емпературы 50 0 ос и подача
избыточноrо давления до 0,21 МПа. Охладитель считается
rерметичным, если в течение 30 мин не наблюдается течь
масла, а избыточное давление практически не меняется.
После 1 ч промывка заканчивается, если на фильтроваль-
ной бумаrе не обнаруживаются следы ржавчины и rрязи, а
электрическая прочность масла по сравнению с первона-
чальной (до промывки) не изменяется. Одновременно MorYT
промываться и испытываться все элементы системы охлаж-
дения, для этоrо они соединяются последовательно в кон-
туре схемы промывки.
Ремонт бессальниковоrо электронасоса (Т, ЭТ, ЭllТ 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 рабочсrо колеса и наличие натиров на корпусе
и колесе. Измеряется сопротивление изоляции статорных
169
обмоток двиrателя MeraoMMeтpoM 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 Л и ЛЦ предусматривает проверку правильности враще-
ния крыльчаток, при этом выявляют и устраняют отдель-
ные дефекты в подшипниках и крыльчатках.
Вибрацию вентиляторов системы охлаждения типа Л
(так же как и ЛЦ) проверяют на специальном стенде, пред-
ставляющем платформу с упруrими закреплениями, обес-
печивающими свободу вибрационных перемещений одно-
временно в трех взаимно перпендикулярных направлениях.
При отсутствии специальноrо стенда можно использовать
упрощенный стенд-платформу с упруrим закреплением,
обеспечивающим свободу вибраЦ'10ННЫХ перемещений в
направлении, перпендикулярном плоскости закрепления
электродвиrателя. В качестве упруrих элементов аморти-
заторов допускается использовать амортизаторы любоrо типа.
Вибрацию элеКтродвиrателя с крыльчаткой на рабочих
скоростях следует измерять с помощью виброrрафа BP-l
или ВР-З в трех направлениях: вертикальном, rоризонталь-
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 rеометрической оси. Если крыльчат-
ку выводить из этоrо положения, то она вновь возвращает-
ся в Hero. Этим пользуются для нахождения места поло-
жения небаланса крыльчатки и устранения ее неуравно-
вешенности. Статически отбалансированная крыльчатка,
закрепленная на предварительно динамически отбалан-
сированном роторе электродвиrателя, не должна вызывать
дополнительноrо небаланса.
Процесс балансировки состоит из следующих операций:
определение места расположения небаланса крыльчатки,
170
подбор места rруза для устранения небаланса, определение
оставшеrося 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 специальноrо приспособ-
ления проверяют уrлы 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 MeraOMMeTp 500 кВ, производят проверку элек-
трическоrо сопротивления изоляции как статорной обмотки
электродвиrателя, 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 Ди проверяют зазор между крыльчатками вен-
тиляторов и диффузором по всему пери метру , который дол-
жен быть равномерным и не превышать 1,5 % диамтера ра-
бочеrо колеса. Проверяют также правильность установки
электродвиrателей на охладителе. При необходимости за-
меняют амортизационные прокладки под лапками электро-
двиrателей. Эта операция не менее важна, так как при
недостаточной амортизации возникает недопустимый шум
при работе вентилятора. Крыльчатка, насаженная на вал,
должна леrКо без заеданий проворачиваться вручную и
при разrоне свободно вращаться. Измеряют электрическое
сопротивление изоляции статорных обмоток электродвиrа-
телей MeraOMMeTpOM 500 В. ОНО не должно превышать
0,5 МОм.
Если крыльчатка отбалансирована, то при включении дви-
rателя значение вибрации, измеренное виброrрафом ВР-l,
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 этоrо 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. Pac
,
хождение проекций должно быть не более 3 мм; при боль
ших расхождениях необходимо подоrнуть лопасти венти
лятора и повторно измерить вибрацию электродвиrателей
до получения допустимоrо расхождения.
Ремонт расширителей, адсорберов, маслопрово
д о в, 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 друrих эмалей, заменяющих указанные. Перед покрас
кой поверхности обезжиривают.
Очистку наружной поверхности от пыли и заrрязнений
производят сжатым воздухом. Заrрязнения с промасленной
поверхности удаляют раствором едкоrо натра (25 % в воде),
подоrретым до 70---80 ос, путем окунания или смывания.
Ремонт системы охлаждения типа и имеет схожие TeXHO
лоrические операции с ремонтом системы ди и отличают-
ся объемом работ, выполняемых на охладителе. После
проверки охладителя внешним осмотром проверяют ero
течи масла в водяной камере (по масляным пятнам на воде),
а затем производят слив масла и демонтаж системы охлаж
дения. Комплектующие узлы (маслонасосы, адсорбные
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 мяrкими металлическими ершами, заменяют дефект
ные трубки. Места течи устраняют развальцовкой трубок
и при необходимости заливают эпоксидной смолой.
В случае обнаружения ржавчины и прикиnания шлама труб
ный пучок втяrивают и прочищают, а затем межтрубное
пространство продувают сухим воздухом, HarpeTbIM до 60
70 ос. Полностью собранный охладитель промывают Harpe
тым сухим, желательно свежим (или эксплуатационным с
допустимыми для иСПОЛьзования показателями) TpaHC
форматоры м маслом, а затем испытывают на rерметичность
(по масляной стороне) при температуре масла 60 ос и дав-
172
лении 0,6 МПа в течение 30 мин. Для обнаружения протечек
при испытании на rерметичность у расположенных верти-
кально охладителей снимают верхнюю крышку и наполняют
водяную камеру водой, а у rоризонтально расположенных
охладителей сливают воду после заполнения в специаль-
ную емкость с открытой поверхностью. По появлению мас-
ляных пятен определяют неrерметичность и наличие пр<r
течек. В этом случае слипают масло из охладителя и испы-
тывают охладитель uез воды, предварительно забелив тор-
цы трубок мелом. При замене дефектных трубок повторяют
испытания на rерметичность.
34. Определение неоБХОДИМОСТИ сушки изоляции.
Способы nporpeBa и сушки изоляции трансформатора
Подсушка иnи сушка изоляции трансформатора может
производиться в период монтажа и последующей эксплуатации.
Нарушение rерметичности 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 HeKO
Toporo времени к увлажнению изоляции трансформатора.
Сушка обязательный технолоrичесКий процесс после
ремонта с полной или частичной сменой обмоток и изо-
ляции.
При хорошо орrанизованном контроле состояния изоля-
ции трансформатора в процессе ero эксплуатации транс-
форматоры Moryт в течение Bcero срока службы не подвер
rаться 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 (R бо , R бо /R 1s , tg б, C 2 /C so , влаrосодержание
твердой изоляции и масла, а также при необходимости /),С/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 11 rабаритов доста-
173
точно измерять не более двух показателей (R БО и R бо /R 1s ),
то решение о необходимости сушки трансформаторов вы-
cOKoro напряжения выносят только путем комплексноrо
рассмотрения всех измеренных характеристик изоляции.
По той же причине сложнее и продолжительнее сам процесс
сушки мощных трансформаторов.
HarpeB трансформатора в зависимости от вида работ по
эксплуатационному и ремонтному обслуживанию произво
дят различными способами: индукционных потерь, постоян-
Horo тока, KopoTKoro замыкания, нулевой последователь-
ности, HarpeBa осушенным rорячим воздухом или сухим
rорячим маслом. Из перечисленных способов HarpeBa при
сушке изоляции в условиях эксплуатации широко приме-
няется метод индукционных потерь.
В условиях ремонтных баз и заводов энерrосистем, а
также ТМХ сушка трансформатора может производиться в
специальной сушильной камере, обоrреваемой паром или
электроэнерrией.
Сушка изоляции трансформатора методом индукционных
потерь производится в собственном баке без масла (или с
маслом), Коrда имеется возможность намотать на бак ин-
дукционную обмотку. Источником тепла при этом методе
HarpeBa служит боковая поверхность бака трансформатора,
на которую наматывается индукционная обмотка. HarpeB
производится за счет потерь в металле бака с последующим
излучением тепла (путем радиации) и конвекции Harpe-
Toro воздуха внутри бака. Для питания индукционной об-
мотки используются источники трехфазноrо, двухфазноrо
и однофазноrо тока напряжением 110, 220 и 400 В и выше
(до 1000 В). Сушка изоляции по схеме, приведенной на
рис. 21, выполняется под вакуумом (трансформаторы Ha
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 соrласно специальной
инструкции.
174
10
7
Рис. 21. Схема сушки трансформатора под вакуумом:
1 BaKyyммeтp; 2 бак трансформатора; 3 охладительная колонка; 4
вентили у BaKYYM Hacoca; 5 BaKYYM Hacoc; 6 масляный бачок; 7 кран для
подачи rорячеrо воздуха и реrулирования остаточноro давления; В трубопро
вод; 9 фильтр для очистки подсасываемоrо воздуха; 10 бачок для слива OCTaT
ков масла из трансформатора; 11 13 KpaHЫ бачка; 14 кран для подсоединения
вакуум провода
Сушка ИЗОЛЯЦИИ методом разбрызrивания HarpeToro
масла производится на трансформаторах, баки которых
рассчитаны на полный вакуум. После демонтажа всех ком-
плектующих узлов, бак утепляется, под днище бака в ка-
честве дополнительноrо источника тепла устанавливается
донный обоrрев (электрические и тепловые источники).
Бак заливается частично сухим качественным трансформа-
торным маслом примерно в количестве 10 т (до уровня Bepx
ней полки нижней ярмовой балки). К баку присоединяются
маслосистема и вакуум-система соrласно схеме, приведен-
ной на рис. 22 и 23. На верхней части бака изнутри устанав-
ливают коллектор для разбрызrивания масла, связанный
с маслосистемой. Uиркуляция масла, HarpeToro до темпе-
ратуры 75 0 ОС, обеспечивается маслонасосом, проrоняющим
масло в системе через маслоподоrреватель (температура
масла на ВЫХоде из маслоподоrревателя не должна превы-
шать 95 ОС). Электронасос в маслосистеме устанавливает-
ся так, чтобы на выходе насоса обеспечивался подпор стол-
ба масла не менее 1 м.
175
Б
7
Рис. 22. Схема HarpeBa трансформатора:
1 электропечь; 2 разбрызrиватель масла; 3 асбестовое полотно; 4
rибкий маслопровод; 5 коллектор; 6 патрубок ДV 100; 7 трансформаторное
масло; 8 задвижка для слива масла иэ трансформатора; 9 карман для YCTa
новки термометра; 10 патрубок Ду 125; 11 электронасос; 12 патрубок
Дy 100; 15 фильтр ФОСН; 16 задвижкаДу 100 мм
После достижения в баке трансформатора давления не
более 399 Па (3 мм рт. ст.) включается электронасос и подо
rреватель, при температуре воздуха ниже IS ос также вклю-
чается донный подоrрев. После достижения температуры
"
z
r
Б
176
/
111
11
11
I
11 7
Ir
1,
11
11
1,
I L
l!:
Рис. 23. Схема вакуумирования трансформа
тора:
1 вакуумметр механический; 2
вакуумметр электронный; 3, 4 запорная
арматура; 5, 12, 15 вакуум провод Д
100 мм; 6 трансформатор; 7 тепло зо
ляция; 8, 10, 14 эатвор вакуумный Д
100 мм; 9 установка "Иней"; 11 Hlcoc
вакуумный; 13 промежуточный бак объе
мом 0,05 м З ; 16 насос вакуумный предва
рительноrо разрежения
5
9
8
11
1
75 0 ос масла на выходе из бака трансформатора и темпе
ратуры 80 5 ос обмотки ВН, но не ранее чем через 48 ч,
отключаются маслоподоrреватель, маслонасос и отбирается
из охладителя вакуумной установки конденсат. Вакууми
рование продолжается (без отключения донноrо обоrрева)
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 ос.
Измерение температуры обмотки ВН (одной из фаз) произ
водится по активному сопротивлению после достиже
ния температуры 75 O ос масла на выходе из бака TpaHC
форматора и через 24 ч вакуумирования после достижения
температуры обмотки ВН 80 5 ос, одновременно отбирает
ся конденсат из охладителя вакуумной установки. Повто
ряют операции по HarpeBY 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 ос. Продолжительность повторных HarpeBoB TpaHC
форматора до температуры 80 5 ос 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 Mac
ла в системе HarpeBa и продолжается вакуумирование при
остаточном давлении 399 Па (3 мм рт. ст.), трансформатор
охлаждается до температуры обмотки ВН 40---45 ос.
В процессе сушки ведется журнал сушки с занесением
результатов измерений: температуры обмотки ВН при дости
жении температуры 75 0 ос на выходе из бака трансфор-
матора, температуры масла на выходе из маслоподоrрева
теля (при HarpeBe) ежечасно, температуры масла на вы-
ходе из бака трансформатора (при HarpeBe) ежечасно, ос-
таточноrо давления в баке трансформатора ежечасно, KO
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 (U пр ' tg б, количественное содержание Me
ханических примесей, влаrосодержание, кислотное число,
температура вспышки), определение влаrосодержания об
177
разцов твердой изоляции, заложенных в трансформатор
и находящихся в баке в процессе эксплуатации (оно долж-
но быть не более 1 %), удаление разбрызrивателей и отсое-
динение систем вакуумировния и маслоподоrрева с после-
дующей rерметизацией и заливкой трансформатора маслом
соrласно инструкции завода-изrотовителя.
35. Ремонт с заменой обмоток
Ремонты трансформаторов с заменой обмоток (частич-
ной или полной), включая ремонт маrнитопровода, выпол-
няются в условиях баз (заводов) энерrосистем или на заво-
де изrотовителе трансформатора. Вызвано это тем, что под-
станции и большинство электростанций не предназначе-
ны для проведения таких ремонтов, так как требуются спе-
циальные помещения, оснащенные технолоrическим и
испытательным оборудованием. Ремонты без таких поме-
щений допускаются при тщательной подrотовке в исключи-
тельных случаях по разрешению вышестоящей орrаниза-
ции и должны проводиться под руководством шеф-персо-
нала завода-изrотовителя с привлечением персонала спе-
циализированных ремонтных орrанизаций, имеющих необ-
ходимую квалификацию.
ПРИЛОЖЕНИЕ
т а б л и ц а П .1. Перечень приспособлений, такелажной оснастки
и оборудования для ремонта трансформаторов
Наименование
Примечание
Демонтаж u перекатка трансформаторов
на ремонтную (монтажную) площадку
u обратно
Передвижная электролебедка rpузо-
подъемкостью 5 т с зажимнЫМ устройст-
вом к rоловкам железнодорожных
рельсов
Выбор троса в каждом конкрет-
ном случае производится,
исходя из допустимоrо усилия
при такелаже и длины полис-
паста
Оборудование для сварки и резки
металлов
178
Продолжение табл.П.l
Наименование
Примечание
Домкраты rидравлические дr 50,
дr 100 с насосной станцией и реечные
домкраты PД 5, PД 10
Плиты опорные под домкраты
Стропы, трос
Лестницы деревянные
Средства пожаротушения
Емкости под масло
Зажимы тросовые M 20
Заrлушки и патрубки
Хлопчатобумажная веревка
Разборка, вскрытие и ремонт активной
части
Оборудование и приспособление для
проrрева 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 rрузо
подъемноСТИ
Серьrи и восьмерки соответствующей
rрузоподъемности
Заливка масла
Цеолитовая установка и установка
для деrазации масла
Трубопровод для масла
Шланrи rофрированные диаметром
50 мм, резиновые диаметром 12, 20 и 25 мм
Маслоуказатель
Переходные фланцы с патрубками
Маслоподоrреватель
Аппарат АМИ БО дЛЯ испытания
диэлектрической прочности масла
Маслонасос производительностью
б мЗ/ч
Хомуты обжимные для шланrов
Количество домкратов и усло-
вия подъема должны cooтвeT
ствовать требованиям техни
ческОй документации на KOH
кретный трансформатор
Двойной объем расширителя
Если подъем активной части
предусмотрен
Выбор и количество стропов
производится по весовым данным
демонтируемых узлов
Оборудование используется TaK
же при сушке трансформатора
179
продолжение табл. П.l
Примечание
Наименование
Сушка трансформатора
Задвижка диаметром 125 мм
Маслонасос
Маслоподоrpеватель
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
Разбрызrиватель
Асбестовое полотно
Провод ПР 95
Вакуумирование
BaKYYM Hacoc BH 4r, BH 6r, BH 300
Вакуумный трубопровод с внутренним
диаметром не менее 80 мм
rофрированный шланr для подсоеди-
нения к вакуумметру и вводу
Штуцера и шланrи для подсоединения
маслонаполненных вводов к вакуумной
системе
Охладительная колонка ловушка для
сбора конденсата
Приборы для измерения остаточноrо
давления
Фильтры для очистки подсасываемоrо
воздуха
Бачок для слива масла со дна бака
(при сушке трансформатора)
Осмотр u ремонт отдельных узлов
трансформатора
Насос ручной БКФ 4
Манометр 0,3....(),5 МПа
180
Оборудование используется
также при сушке трансфор
матора
Можно кислородный шланr
Можно ловушку для вымо-
раживания
Продолжение табл. П.l
Наименование
Примечание
Компрессор передвижной типа 0 38 А
производительностью 0,5 мЗ/ч с избыточным
давлением 0,6 МПа
Фильтр-пресс с маслоподоrpевателем,
подачей 1500 3000 л/ч
Сварочный трансформатор
Пульверизатор
Шлифовальная плита
Абразивный Kpyr мелкозернистый
Комплект слесарноrо инструмента
Подсушка трансформатора
Токоизмерительные клеIЦИ
Меrаомметры на 1000 и 2500 В.
Мосты МД-16, Ni026, Р-595
Приборы ЕВ-3, ПКВ-7
Термометры
Комплект коммутационной аппаратуры
с дистанционным управлением
Оборудование для заливки масла
и вакуумная система
Комплект оборудования для проrpeва
постоянным током
Любое исполнение со IIIКалой
от О до 150 ос
Выбирается в соответствии
с параметрами намаrничиваю-
щей обмотки
Т а б л и ц а п. 2. Перечень оборудования nля ОЧИCТICИ и реreнерации
трансфорыаторноro ыасла
Наименование
Тип
установки
Произво-
дитель- Примечание
ность, л/ч
Установка для очист- УТМ
ки трансформаторно-
ro масла передвижения
Установка псредВИЖ ПСМ-I-3000
ная сепараторная
маслоочистительная
3000
Установка передвижная
(на прицепе с кузовом). В со-
став установки входят цент-
рифуrа и адсорбер
Состоит из центрифуrи,
фильтр-пресса на 1,5 т/ч,
подоrpеватеЛЯ,вакуумноrо
бачка с вакуум-насосом
3000
181
Продолжение табл. П.2
Наименование
Тип
установки
Произво
дитель Примечание
несть, л/ч
Установка передвиж-
ная сепараторная
маслоочистительная
Установка передвиж
ная для вакуумной
обработки и азотиро
вания трансформатор
Horo масла
Фильтр пресс
Установка для pere
нерации отработан
ных трансформатор
ных масел
Установка для pere
нерации отработан
Horo трансформатор
Horo масла
Установка для pere
нерации отработан
Horo трансформатор
Horo масла
Фильтр для очистки
светлых нефтепро-
дуктов
Цеолитовая установ-
ка для осушки.
трансформаторноrо
масла
Цеолитовая YCTaHOB
ка для осушки TpaHC
форматорноro масла
(малоrабаритная)
182
ПСМ 2-4 4000
M 1 3000
ФПР 2,8 315/20 5000
PM 50 65 До 100
РИМ 62
P 1000M
ФrН З0
50 90
110 140
12 мЗ/ч*
3000
1100
Состав тот же, что и
псм иооо
Установка дВухкаскадная
Реrенерация отработанноrо
масла может проводИТЬСЯ по
двум методам:
а) по методу "кислота
землЯ" при кислотном чис
ле отработанноrо масла
до 0,2 Mr KOH/r;
б) по методу "IЦeлочь
земля" при кислотном
числе более 0,2 Mr KOH/r
Реrенерация масла с при-
менением отбеливающей
rлины
Реrенерация масла ocy
ществляется адсорбцион
ным методом: отбеливаю
щей землей в мешалке
или силикаreлем в ад-
сорберах
Продолжение табл. П.2
Наименование
Тип
установки
Произво-
дитель- Примечание
ность, л/ч
Вакуумно-адсорбци-
онная установка для
реrенерации отрабо-
TaнHoro трансформа-
TopHoro масла
Установка ''Иней''
для обработки твер-
дой изоляции силовых
трансформаторов
Установка для
осушки воздуха
РТМ-200
''Иней-l'',
''Иней-l''
"Суховей"
200
Отработанное трансформа-
торное масло предваритель-
но сушится под вакуумом, за-
тем реrенерируется силика-
rелем в адсорберах
Установка предназначена
для удаления влаrи из
твердой изоляции трасфор-
маторов под вакуумом с
использованием выморажи-
вателя, охлаждаемоrо
твердой уrлекислотой
("сухим льдом").
''Иней-l''по сравнению
с ''Инеем-2'' имеет вакуум-
насос большей производи-
тельности
Установка предназначена
ДЛЯ подачи rлубокоосушен-
HOro воздуха в трансформа-
тор при ero ревизии. Осуш-
ка воздуха ПрОИЗВОДИТСЯ
цеопитом
* Для трансформаторноrо масла при температуре 20 .С.
Т а б л и ца п. 3. Технические данные Baкyyм нacocoв типов РМК, ВВН
Тип BaкYYM Hacoca
Параметр
PMK 2 PMK 3 PMK 4 BBH 3 BBH 6 BBH 12
Подача, м 3 /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
двиrателя, кВт
Масса, Kr 114 593 1285 418 709 1055
rабаритные размеры,
мм:
длина 760 1310 1650 1370 1430 1865
ширина 416 515 670 1110 1150 1450
высота 360 810 1088 8S5 1000 1240
Т а б л и ц а п. 4. Технические данные ..еханичecюu: вакуум-насосов
с мас.ляным yrшотнение..
Тип BaKYYM Hacoca
Пара метр
BH IMr BH 4r, BH 6r BH 300 BH 500
BH 7r
Быстрота действиЯ 16,5 45 120 300 500
в интервале давле
ния 10б 102 Па, л/с
Остаточное давление,
Па:
полное с rазобал 7,3 133 133 133 133
ластом
полное без rазобал 3 4 6,5 6,5 6,5
ласта
парциальное по воз 0,4 0,65 1,33 1,33 1,33
духу
Частота вращения, 500 500 360 260 210
ротора, об/мин
Расход охлаждаю Воздуш 2300 3000 5500 6500
щей воды, Л/Ч ное ox
лаждение
184
Продолжение табл. П.4
Тип BaкYYM Hacoca
Параметр
BH IMr BH 4r, BH 6r BH 300 БН 500
BH 7r
Количество масла 3,8 16 55 80 85
BM 4 или BM 6, зали
BaeMoro в насос, л
Мощность электро 2,8 7 20 40 55
двиrателя, кВт
rабаритные разме
ры,мм:
длина 954 1370 1560 2075 2910
ширина 580 770 970 1510 1850
высота 745 1300 1790 1800 1535
Масса насоса с при 290 690 1557 1605 4226
водом, Kr
....
00
'"
Т а б л и u а п. 5. ТеПlические данные ДВJIPоторньп вакyywньп насосов
Тип насоса
Параметр
ДВH 150 2 ДВH 500 3 ДВH 500 2 ДВH 1500 3 ДВH 1500
Быстрота действИЯ в интервале давлений 120 130 500 500 1500 1500
1 ,6 Па, л/с
Остаточное давление, Па:
полное 0,66 0,4 0,4 0,53 0,53
парuиальное по воздуху 2,6.10 2 6,6.10 2 6,6.10 2 6,6.10 2 6,6.10 2
Наибольше впускное давление, Па 6,6.10 2 133 266 133 266
Частота вращения ротора, об/мин 2860 2900 145012910 2910 14512900
Расход охлаждающей воды, л/ч 70 Охлаждение Охлаждение 360 360
воздушное воздушное
Количество масла ВМ-1, заливаемоrо в картер 0,22 4,5 4,5
насоса, л
Мощность электродвиrателя, кВт 2,8 7,5 6,117,3 10 8,3/10,2
Рекомендуемый фор вакуумный насос BH 1Mr BH 4r BH-4r BH 6r BH 6r
rабаритные размеры, мм:
длина 627 1375 1420 1835 1865
ширина 240 600 660 580 580
высота 260 845 845 890 890
Масса, Kr 45 565 600 830 870
Таблица П.6. Типы и основные параыетры электронасосов серии мт
(трансформаторные электронасосы)
Допусти-
Тип Подача, Напор*, Частота кпд, мый кави- Пусковой
электро- м3fч ВРa.IЦения, %,не тацион- ток, А,
насоса м об/мин менее ный запас, не более
м, не более
МТ16/10У1
МТ16/10ХЛl 21
MТl6/10T1
MTT16/1O-02 16 10 3000 36 4,0
МТТ16/10ХЛl 13
МТТ16/10Т1
МТ16/1ИТl 3600 35 5,0 22
МТТ16/10-102 14
МТ63/10У1
МТ63/10ХЛl 10 1500 54 3,5 33
МТ63/10Т1
МТ63/10-1Т1 63 1800 52 4,0 34
МТ63120У1
МТ63120ХЛ1 20 3000 54 5,0 110
МТ63120Т1
МТ63120-1Т1 3600 50 6,0 120
МТ100/8У1
МТ100/8ХЛl 8 1500 62 3,5 33
МТ100/8Т1
МТ100/8-1Т1 100 1800 55 4,5 34
МТ100/15У1
МТlOО/15ХЛl 15 3000 56 5,0 110
МТ100/15Т1
МТ100/1НТ1 18 3600 52 6,0 120
* Предельное отклонение равно (+10 + 5) %.
СПИСОК ЛИТЕРДТУРЫ
1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.
М.: Энерrия, 1977.
2. ИнC'lpyJCЦИЯ по эксплуатации трансформаторов. М.: СПО орrрэс, 1976.
3. Hopwы испытаний электрооборудования. М.: Атомиздат, 1978.
4. Сборник директивных материалов. Электротехническая часть. М.: СПО
"Союзтехэнерrо", 1985.
5. Филиппиmин в.я.. Туткевич А.С. Монтаж силовых трансформаторов.
М.: Энерrоиздат, 1981.
6. l.1иpe.ль я.д.. Поляков в.с. Эксплуатация силовых трансформаторов на
электростанциях и в электрических сетях. п.: Энерrоатомиздат, 1985.
7. ЛипmтеАн Р.А.. IIlaxнович м.и. Трансформаторное масло. М.: Энерrо-
атомиздат, 1983.
8. rолоднов ю.м. Контроль за состоянием трансформаторов. М.: Энерrо-
атомиздат, 1988.
9. Методические указания по обнаружению повреждений в силовых транс-
форматорах с помощью анализа растворенных в масле rазов. М.: СПО "Союз-
техэнерrо", 1979.
10. Руководство по капитальному ремонту трансформаторов напряжением
11O 750 кв. мощностью 80 МВ.А и более. М.: СПО "Союзтехэнерrо", 1982.
11. ИнC'lpyJCЦИЯ по капитальному ремонту трансформаторов напряже-
нием 11O 220 кВ, мощностью до 80000 кВ.А. М.: СПО орrрэс, 1975.
12. Малевски Р.. Дувиnь дж.. Беланже r. Система диаrностики изоляции
силовых трансформаторов BblcoKoro напряжения в эксплуатации 11 Транс-
форматоры. Переводы докладов сиrРЭ 6. М.: Энерrоатомиздат. 1988. С. 7 20.
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
r л ав а пер в ая. Технические характеристики. Основные элеweнты
KOHcтp траноформаторов....................................
1. Номинальные данные и технические характеристики силовых
трансформаторов .........................................
2. Основные элементы конструкции трансформаторов . . . . . . . . . . . . .
3. Особенности выбора трансформаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
r л а в а в т о р а я. Транспортировка, IPанение и MOIfТa1l[ трансформаторов
4. ПОДI'отовка трансформаторов к транспортировке ...............
5. Транспортировка, приемка, хранение и монтаж трансформатора
rлава третья. Орraниэaцияэксплуатациитраноформаторов .........
6. Эксплуатационная документация ...........................
7. Схемы включения трансформаторов .........................
8. Контроль режима работы трансформаторов. Порядок включения,
отключения и реrулирования напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
9. Периодические осмотры и контроль состояния трансформатора
10. Испытания трансформатора и профилактические работы, связан-
ныесеI'оотключением ....................................
11. Испытания трансформатора без вьшода из работы ..............
12. Комплексная оценка состояния трансформатора ...............
13. Некоторые сведения о защите трансформаторов. . . . . . . . . . . . . . .
14. Наrpузочная способность трансформаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
15. Параллельная работа трансформаторов ......................
16. Особенности" ЭКсплуатации ОПЫТНО-промышленных образцов
трансформаторов .........................................
rлава четвертая. Траноформаторныемасла......................
17. СвойстватрансформаторнОI'омасла..........................
18. Область применения и порядок смешения трансформаторных
масел ..................................................
19. Причины ухудшения трансформаторных масел в начальный пе-
риод эксплуатации. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
20. Влияние материалов, конструкции трансформатора и ДРУI'их
факторов на старение масел ................................
21. Окисляемость траноформаторных масел. Присадки .............
22. ПОДI'отовка свежих трансформаторых масел. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
23. РеI'енерация трансформаторных масел .......................
24. Трансформаторное маслохозяйство. Хранение масла ..... . . . . . . .
rлава пятая. ХаpaltтерныеповреждениятранОФОРма ов ..........
25. Повреждения обмоток и I'лавной изоляции. . . . . : . . . . . . . . . . . . . .
26. Повреждения устройств реryлирования напряжения ............
27. Повреждения вводов ......................................
3
4
4
17
42
43
43
47
65
65
66
69
75
78
89
94
96
99
102
103
106
106
114
115
116
118
120
124
126
130
130
134
140
189
28. Повреждение системы охлаждения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 144
29. Повреждение системы защиты масла . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 146
30. Прочие повреждения трансформаторов ............. . . . . . . . . .. 147
31. Расследование причин повреждения трансформаторов. . . . . . . . . .. 148
rлава шестая. Ремонттрансфорыаторов.......................... 151
32. ТекущиЙ ремонт ......................................... 151
33. Типовой капитальный ремонт. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 152
34. Определение необходимости сушки изоляции. Способы nporpeBa
и сушки трансформатора... . . .. . . . .. .. . .. .. . . . . . . . . . .. . . . .. 173
35. РеМОНТ с заменой обмоток . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 178
Приложение ................................................... 178
Список литературы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 188
Производственно-практическое издание
Моryзoв Владимир Федорович
ОБСЛУЖИВАНИЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Редактор н.н Хубларов
Редактор издательства и.и. Лобblсева
Художественные редакторы В.А. rозак Хозак, А.А. Белоус
Технические редакторы н.м. Брудная, r.c. Ефимова
Корректор Л.А. rладкова
ИВ N° 2262
Набор выполнен в издательстве. Подписано в печать с ориrинала макета 27.06.91.
Формат 60х88 1/16. Бумаrа тИпоrр. N° 1. Печать офсетная. Усл.печ.л. 11,76.
Усл.кр. отт. 12,0. Уч. изд.л. 11,32. Тираж 20000 зкз. Заказ 6317. Цена 1 р.
ЭнерrоатомиЗДЗТ, 113114, Москва, M 114, U!люзовая наб., 10.
Отпечатано в ордена Октябрьской Революции и ордена Трудовоrо KpacHoro Зна
мени МПО "Первая Образцовая типоrрафия" rосударственноrо комитета СССР
по печати. 113054, Москва, Валовая ул., 28.
В серии "Библиотека электромонтера"
rотовятся к печати следующие книrи:
rордон С.В. Транспортные и такелажные работы на ли.
ниях электропередачи.
Елизаров Е.А., Лукин В.П. Наладка и
электроприводов nocToRHHoro тока буровых
Зильберман В.А. Релейная защита сети
нужд атомных электростанций.
Иноземцев Е.К. Предмонтажная ревизиЯ и ремонт
электродвиrателей АЭС.
Корнилович о.п. Техника безопасности при работе с
инструментами и приспособлениями.
Майборода r.A. Устройство телемеханики YTM 7 для
систем управления в энерrосистемах.
Панель высокочастотной направленной фильтровой
защиты ПДЭ-2802/ я.с.rельфанд, НА Дони, А.И. Левнуш и др.
Певзнер Е.М., Яуре A.r. Эксплуатация крановых тирис.
торных электроприводов.
Соколов Р.И. Эксплуатация и ремонт электродвиrателей
с термореактивной изоляцией.
Толкачев r л., PacTopryeB В.Ф. Монтаж полимерной кабель
ной арматуры.
Трунковский Л.Е. Электрические сети промышленных
предприятий.
Филатов А.А. Переключения в электроустановках 0,4
1 О кВ распределительных сетей.
Шабад М.А. Максимальная токовая защита.
Шварцман А.З.Моя профессия сельский электрик.
эксплуатация
установок.
собственных
lр.
и o rk.. "оии; a.,OhI''fQ",e.t:N,u.yechVl'i
tll "иf.п"' '" NЛ
ттт.6; 6leшдu,f ;od.;.ll.