Лекция 1. Силовые трансформаторы

Повреждение системы охлаждения

Система охлаждения является важным узлом трансформатора, обеспечивающим заданный температурный режим.

Повреждение системы охлаждения может привести к значительному тепловому старению бумажной изоляции масла, что снижает сопротивляемость трансформатора к другим видам воздействий (электрическим и динамическим).

Характерные повреждения элементов систем охлаждения:

появление течи и утечка масла, приводящая к отключению трансформатора. Причинами появления этого дефекта могут быть дефекты сварных швов, деформация охлаждающей поверхности элементов системы охлаждения, разгерметизация трубок трубного пучка маслоохладителей системы Ц (типа МО-53-4-1) в местах завальцовки, а также повреждение охладителей этого типа в зимнее время из-за «замораживания», вызванного» недопустимой циркуляцией холодного масла через маслоохладитель, заполненный водой;

недопустимая вибрация крыльчаток вентиляторов, сопровождающаяся изломом лопастей крыльчатки, из-за некачественной балансировки или снятия (установки) крыльчатки с нарушением (без применения специального съемника), а также искажения фронта установки лопастей, несвоевременная замена бракованных подшипников и некачественный контроль за смазкой подшипников;

снижение теплосъема охладителей системы ДЦ из-за засорения трубного пучка (межтрубного пространства).

В засоренном межтрубном пространстве снижается расход воздуха через охладитель из-за того, что часть воздуха, нагнетаемого вентиляторами, не проходит через межтрубное пространство охладителей. В Мосэнерго применяют для очистки продувку избыточным давлением 0,6-1 МПа. Если продувка сжатым воздухом не обеспечивает удаление загрязнений, то промывают водой (пожарным стволом) из магистрального водопровода, а затем вновь продувают сжатым воздухом. Несвоевременная очистка внутренней поверхности по водяной стороне охладителей системы Ц от загрязнений (ракушечника, отложений солей и ила) также снижает теплосъем охладителей.

Электронасосы систем охлаждения ДЦ и Ц являются наименее надежным узлом этих систем. Анализ работы электронасосов (их вскрытие и разборка) показал, что в течение их эксплуатации места установки подшипников у многих электронасосов выпуска до 1983 г. в передних и задних щитах после наработки от 6 ч и более имеют выработку, не позволяющую дальнейшую нормальную эксплуатацию маслонасосов. Возникающая слабая насадка подшипников приводит к задеванию ротора о статор электронасоса с появлением механической пыли и стружки. Кроме того, из-за износа подшипников происходит задевание турбинки о корпус насоса, что также приводит к появлению проводящей металлической пыли (стружки). Этому способствуют особенности конструкции турбинки. При ее работе возникает осевое усилие на валу, что способствует более интенсивному износу радиально-упорных подшипников.

Возникающая проводящая пыль подхватывается маслом, протекающим через электронасос, попадает в бак трас-форматора; осаждаясь на изоляции, она снижает электрическую прочность изоляции и способствует повреждению трансформатора.

В целях повышения надежности электронасосов серии Т завод-изготовитель внедрил ряд мероприятий по улучшению конструкции и технологии изготовления, в частности увеличен моторесурс электронасоса до 50000 ч за счет применения подшипников серии 76-30 6 Е, введено пластмассовое кольцо между рабочим колесом и корпусом насоса, исключающее возможное образование стружки от трения рабочего колеса, исключен местный перегрев обмотки статора, вместо чугунных щитов (передних и задних) применены стальные щиты, изменена конструкция запорных устройств для присоединения манометра (применены вентили игольчатого типа), произведена замена провода на провод марки ПСДТ-Л.

Для своевременного выявления причин повреждения применено диагностирование электронасосов с помощью прибора ИСП-1. Этот прибор регистрирует уровень высокочастотных вибраций, возникающих в дефектных подшипниках. Рекомендована периодичность диагностирования подшипников — перед вводом электронасосов, в работу после замены подшипников и после ремонта электронасосов. Контроль системы охлаждения особо ответственных трансформаторов с использованием прибора ИСП-1 может производиться чаще (через месяц, ежеквартально и т.д.).

Регулирование напряжения под нагрузкой, конструкции переключающих устройств

Переключающие устройства обеспечивают изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений обмотки для поддержания необходимого уровня напряжения у потребителей, а также в самих электрических сетях высокого (до 220 кВ) и сверхвысокого (330-750 кВ) напряжений. Существуют два вида переключения ответвлений:

переключение без возбуждения (ПБВ) — при отключении всех обмоток от сети, т.е. с прекращением электроснабжения всех потребителей, питаемых от данного трансформатора. Такие переключения производят редко. В отечественных трансформаторах диапазон ПБВ всегда равен ± 5 %;

регулирование под нагрузкой (РПН), т.е. без отключения от сети и без перерыва электроснабжения. Такие переключения могут производиться часто в соответствии с изменением нагрузки и подведенного напряжения в течение года и суток. В отечественных трансформаторах общего назначения диапазон РПН обычно равен ± 9 или ± 12 %, а в серии трансформаторов 110 кВ ± 16 %. В преобразовательных и электропечных трансформаторах диапазон часто бывает значительно больше.

В соответствии с двумя видами переключения ответвлений сами переключатели тоже называют переключателями ПБВ или РПН.

Рис. 21. Схема переключателя барабанного типа П-6 для трансформаторов с ПБВ

Основными элементами устройства ПБВ являются система неподвижных контактов, соединенных с соответствующими регулировочными ответвлениями обмотки, и система подвижных контактов, соединяющих последовательно те или иные неподвижные контакты. Примером устройства ПБВ является распространенный отечественный однофазный переключатель барабанного типа П-6 (рис. 21). Управление переключателем осуществляется ручным приводом, расположенным на крышке бака. Вал привода с помощью штанги связан с коленчатым валом переключателя. Переключатель типа П-6 обеспечивает регулирование в пределах пяти положений. Наряду с переключателями барабанного типа применяются переключатели реечного типа с ламельными контактами.

Рис. 22. Схемы регулирования напряжения автотрансформатора: а — положение витков обмотки ВН, при котором индукция наибольшая (Bmax); б — положение переключателя, при котором индукция наименьшая (Вmin); в — регулирование с помощью регулировочного трансформатора; г -регулирование без реверсирования; д, e — регулирование с реверсированием

В устройстве регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) различают следующие основные части:

  1. контактор, обеспечивающий переход на подготовленное избирателем рабочее положение без разрыва токовой цепи и гашение при этом электрической дуги;
  2. избиратель, подготавливающий необходимое рабочее положение; некоторые конструкции устройств РПН помимо избирателя имеют и предызбиратель;
  3. приводной механизм, обеспечивающий переключение контактора и избирателя;
  4. токоограничивающее сопротивление, предназначенное для уменьшения циркулирующего тока, который возникает в процессе переключения.

В РПН трансформаторов ранних выпусков для этой цели применялось индуктивное сопротивление, представляющее собой реактор, в РПН трансформаторов поздних выпусков — активное сопротивление, т.е. резистор.

Устройства РПН, имеющие индуктивное сопротивление, называются реакторными устройствами (наиболее распространенные типы таких устройств — РНТ-9, РНТ-13). Устройства РПН, имеющие активное сопротивление, называются резисторными устройствами или быстродействующими. На отечественных трансформаторах применяют отечественные устройства РПН, например ЗРНОА, РНОА, и импортные, изготовляемые Болгарией (типы РС-3, РС-4 и РС-9) и Германией (типы SDV, SCV и SAV).

Контакторы, применяемые в отечественной практике, выполняют с разрывом дуги в масле, воздухе, газе, вакууме или без разрыва дуги с использованием полупроводников. В силовых трансформаторах в большинстве случаев применяют контакторы с разрывом дуги в масле.

Рис. 23. Последовательность работы контактов быстродействующих устройств РПН в процессе переключения с нечетной ступени на четную ступень: а — исходное положение; бд — промежуточные положения; е — конечное положение; 1, 2 — положения контактов устройств при переключении; К1К4 — контакты контактора; П1, П2 — контакты избирателя; R1, R2 — резисторы токоограничивающие.

С учетом особенностей быстродействующих устройств РПН на приводной механизм накладывается особая ответственность. Основными узлами приводного механизма являются электродвигатель, редуктор и электрическая схема управления с защитой и блокировкой. Механизм обеспечения переключения устройства РПН с фиксацией положения может управляться как автоматически, так и вручную. Переключение с помощью рукоятки используется, как правило, только при ремонте и наладке устройств РПН и его привода. В рабочем состоянии трансформатора ручной способ переключения не применяется, так как возможны неправильная фиксация положения переключающего устройства и недопустимая затяжка цикла переключения. Чтобы исключить такую возможность, при вставленной в привод рукоятке цепи электрического управления приводом разрываются. При температуре ниже -20 °С возрастает вязкость масла, а вместе с тем и увеличивается сопротивление движению в кинематической схеме контактора. Поэтому для предупреждения повреждения предусматривается блокировка в цепи электрического управления. Внедрение арктического масла с температурой застывания -60 °С обеспечит работу устройств при низких температурах.

Регулирование напряжения обеспечивается работой устройств ПБВ или РПН. Трансформаторы с устройством РПН, как правило, оснащены блоками автоматического регулирования напряжения типа АРНТ. Допускается в отдельных случаях перевод трансформатора на дистанционное регулирование напряжения. Если дистанционное регулирование неработоспособно, допускается временно, до устранения неисправности, осуществлять местное управление приводным механизмом устройства. Работа устройств РПН, не имеющих прогрева, при температурах -20 °С и ниже не допускается. Как было отмечено ранее, при низких температурах резко возрастает вязкость трансформаторного масла и подвижные элементы устройства РПН (особенно контактора), встречая большое сопротивление вязкого трения, могут повредиться. Поэтому устройство РПН включенного в сеть трансформатора автоматически вводится в работу только после предварительного прогрева трансформатора в режиме холостого хода или после некоторой работы с неполной нагрузкой.

У понижающих автотрансформаторов с встроенным регулятором напряжения, установленным в нейтрали, не допускается режим, вызывающий перевозбуждение и перегревы магнитопровода. Перевозбуждение стержня магнитопровода контролируется по показаниям щитового киловольтметра обмотки НН. Превышение рабочего напряжения над номинальным напряжением обмотки НН в процентах равно с приемлемой точностью значению перевозбуждения стержня, а превышение разности показаний щитовых киловольтметров обмотки ВН и СН над ее номинальным значением в процентах примерно равно значению перевозбуждения ярма.

На трансформаторах, изготовленных по ГОСТ 11677-65, допускается повышение напряжения сверх номинального:

длительно — на 5 % при нагрузке не выше номинальной и на 10 % при нагрузке не выше 0,25 номинальной;

кратковременно:

до 6 ч в сутки — на 10 % при нагрузке не выше номинальной (на трансформаторах не выше 330 кВ);

не более 20 мин — на 15 %;

на 20 с — на 30 %.

Для трансформаторов, изготовленных по ГОСТ 11677-75 и ГОСТ 11677-85*, нормы допустимого длительного превышения напряжения немного больше.

Назначение и конструктивные особенности устройств защиты от внутренних повреждений

1 — боковая крышка; 2 — корпус; 3 — рычаг; 4 — фланец; 5 — уплотнительный диск; 6 — манжета; 7 — крышка; 8 — болт

Рис. 24. Предохранительный клапан

Предохранительный клапан устанавливается на большинстве трансформаторов средней и большой мощности. Его назначение — снизить давление в баке, возникающее в результате короткого замыкания в трансформаторе, и тем самым предотвратить разрыв бака. Однако, как показывает опыт, в некоторых случаях срабатывание клапана не предотвращает разрыв бака, а иногда срабатывание исправного клапана не происходит вовсе, хотя разрыв бака произошел. Это означает, что градиент давления в месте установки клапана и время срабатывания клапана слишком велики.

Запирающий диск клапана удерживается пружиной, которая прижимает диск к срезу корпуса фланца. При подъеме давления в баке диск отжимает пружину и приоткрывает клапан. После снижения давления в баке диск под действием пружины вновь закрывает отверстие.

Полное открытие клапана происходит через 8 мс при   1    бар; 9 мс при 0,8 бар; 13 мс при  0,6 бар. Примечание: 1 бар = 100 кПа = 1,002 кгс/см2.

1 — корпус; 6 — плита; 10 — диск;

2 — клапан; 7 — кожух; 11 — стакан; 3 — тяга; 8 — пробка; 12 — вилка;

4 — пружина; 9 — кнопка;  13 — электромагнит. 5 — выводы;

Рис. 25. Отсечной клапан.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *