ОБСЛУЖИВАНИЕ ПС (Филатов). Обслуживание электрических подстанций

• Название: Обслуживание электрических подстанций
• Анкор: ОБСЛУЖИВАНИЕ ПС (Филатов).doc
• Дата: 24.04.2017
• Размер: 9.67 Mb.
• Имя файла: ОБСЛУЖИВАНИЕ ПС (Филатов).doc
• Тип: Документы; #3009
• страница: 7 из 44

1.7

Заземление нейтралей и защита разземленных нейтралей трансформаторов от перенапряжений

В современных энергосистемах сети 110 кВ и выше эксплуатируются с эффективным⁵ заземлением нейтралей обмоток силовых трансформаторов. Сети напряжением 35 кВ и ни­же работают с изолированной нейтралью или заземлением через дугогасящие реакторы.

Каждый вид заземления имеет свои преимущества и недостатки.

В сетях с изолированной нейтралью однофазное замыкание на землю не приводит к короткому замыканию. В месте замыкания проходит небольшой ток, обусловленный емкостью двух фаз на землю. Значительные емкостные токи обычно компенсируются полностью или частично включением в нейтраль трансформатора дугогасящего реактора. Остаточный в результате компенсации малый ток не способен под­держивать горение дуги в месте замыкания, поэтому поврежденный участок, как правило, не отключается автоматически. Металлическое однофазное замыкание на землю сопровождается повышением напряжения на неповрежденных фазах до линейного, а при замыкании через дугу возможно появление перенапряжений, распространяющихся на всю электрически связанную сеть, в которой могут находиться участки с ослабленной изоляцией. Чтобы уберечь трансформаторы, работающие в сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов, от воздействия повышенных напряжений, изоляцию их нейтралей выполняют на тот же класс напряжения, что и изоляцию линейных вводов. При таком уровне изоляции не требуется применение никаких средств защиты нейтралей, кроме вентильных разрядников, включаемых параллельно дугогасящему реактору.

В сетях с эффективным заземлением нейтрали (рис. 1.19) однофазное замыкание на землю приводит к короткому замыканию. Ток короткого замыкания (КЗ) проходит от места повреждения по земле к заземленным нейтралям трансформаторов Т1 и Т2 распределяясь обратно пропорционально сопротивлениям ветвей. Поврежденный участок выводится из работы действием защит от замыканий на землю. Через трансформаторы (ТЗ и Т4), нейтрали которых не имеют глухого заземления, ток однофазного КЗ не проходит.

С учетом того, что однофазное КЗ является частым (до 80% случаев КЗ в энергосистемах приходится на однофазные КЗ) и тяжелым видом повреждений, принимают меры по уменьшению токов КЗ. Одной из таких мер является частичное разземление нейтралей трансформаторов.

Нейтрали автотрансформаторов не разземляются, так как они рассчитаны для работы с обязательным заземлением концов общей обмотки.

Число заземленных нейтралей на каждом участке сети устанавливается расчетами и принимается минимальным. При выборе точек заземления нейтралей в энергосистеме руководствуются как требованиями релейной защиты в части поддержания на определенном уровне токов замыкания на землю, так и обеспечением защиты изоляции разземленных нейтралей от перенапряжений. Последнее обстоятельство вызвано тем, что все трансформаторы 110-220 кВ отечественных заводов имеют пониженный уровень изоляции нейтралей. Так, у трансформаторов 110 кВ с регулированием напряжения под нагрузкой уровень изоляции нейтралей соответствует стандартному классу напряжения 35 кВ, что обусловлено включением со стороны нейтрали переключающих устройств с классом изоляции 35 кВ. Трансформаторы 220 кВ имеют также пониженный на класс уровень изоляции нейтралей. Во всех случаях это дает значительный экономический эффект, и тем больший, чем выше класс напряжения трансформатора.

Выбор указанного уровня изоляции нейтралей трансформаторов, предназначенных для работы в сетях с эффективно заземленной нейтралью, технически обосновывается значением напряжения, которое может появиться на нейтрали при однофазном КЗ. А оно может достигнуть почти 1/3 линейного напряжения (например, для сетей 110 кВ около 42 кВ - действующее значение). Очевидно, что изоляция класса 35 кВ разземленной нейтрали нуждается в защите от повышенных напряжений. Кроме того, при неполнофазных отключениях⁶ (или включениях) ненагруженных трансформаторов с изолированной нейтралью переходный процесс сопровождается кратковременными перенапряжениями. До­статочно надежной защитой нейтралей от кратковременных перенапряжений является применение вентильных разрядников. Нейтрали трансформаторов 110 кВ защищаются разрядниками 2хРВС-20 с наибольшим допустимым действую­щим напряжением гашения 50 кВ.

Однако практика показывает, что на нейтрали трансформаторов могут воздействовать не только кратковременные перенапряжения. Нейтрали могут оказаться под воздействием фазного напряжения промышленной частоты (для сетей 110 кВ 65-67 кВ), которое опасно как для изоляции трансформатора, так и для разрядника в его нейтрали. Такое напряжение может появиться и длительно (десятки минут) оставаться незамеченным при неполнофазных режимах ком­мутации выключателями, разъединителями и отделителями ненагруженных трансформаторов, а также при некоторых аварийных режимах.

Рис. 1.19. Однофазное короткое замыкание в сети с эффективным заземлением нейтрали.

Неполнофазное включение ненагруженных трансформаторов. На рис. 1.20 показан трехфазный трансформатор с изолированной нейтралью. Из векторной диаграммы видно, что при симметричном напряжении сети и параметрах схемы токи намагничивания и магнитные потоки в сердечнике также симметричны, т. е.  а напряжение на нейтрали равно нулю.

При пофазной коммутации трансформатора его электрическое и магнитное состояние изменяется. Включение трансформатора со стороны обмотки, соединенной в звезду, двумя фазами (рис. 1. 20, б) приводит к исчезновению потока Ф_с и появлению на нейтрали и на отключенной фазе напряжения, равного половине фазного:





Напряжение на разомкнутых контактах коммутационного аппарата



При подаче напряжения по одной фазе все обмотки трансформатора и его нейтраль будут находиться под напряжением включенной фазы. Между разомкнутыми контактами аппарата напряжение U=U_л.

В эксплуатации задержка в устранении неполнофазных режимов ненагруженных трансформаторов неоднократно приводила к авариям. Лучшей мерой защиты пониженной изоляции трансформаторов от опасных напряжений является глухое заземление их нейтралей. Поэтому необходимо перед включением или отключением от сети (разъединителями, отделителями или воздушными выключателями) трансформаторов 110-220 кВ, у которых нейтраль защищена вентильными разрядниками, глухо заземлять нейтраль включаемой под напряжение или отключаемой обмотки, если к тем же шинам или к питающей линии не подключен другой трансформатор с заземленной нейтралью.

Испытаниями установлено, что глухое заземление нейтрали трансформатора облегчает процессы отключения и включения намагничивающих токов. Дуга при отключении трансформатора горит менее интенсивно и быстро гаснет.

Отключение заземляющего разъединителя в нейтрали трансформатора, работающего нормально с разземленной нейтралью, защищенной разрядником, следует производить сразу же после включения под напряжение и проверки полнофазности включения коммутационного аппарата. Нельзя длительно оставлять заземленной нейтраль, если это не предусмотрено режимом работы сети. Заземлением нейтрали вносится изменение в распределение токов нулевой последовательности и нарушается селективность действия защит от однофазных замыканий на землю.

Схемы питания от одиночных и двойных проходящих линий 110-220 кВ подстанций, выполненных по упрощенным схемам, в настоящее время получили широкое распространение. Число присоединяемых к линии трансформаторов не регламентируется и доходит до четырех-пяти. Если к линии присоединены два трансформатора и более (рис. 1.21), то целесообразно постоянно (или на время производства операций) хотя бы у одного из них иметь глухое заземление нейтрали (трансформаторы Т2 и ТЗ на рис. 1.21). Это позволит избежать появления опасных напряжений на изолированных нейтралях других трансформаторов в случае неполнофазной подачи напряжения на линию вместе с подключенными к ней трансформаторами.

Так, при однофазном включении (фаза В) питающей линии под напряжение (рис. 1.22, а) в сердечниках отключенных фаз трансформатора с глухозаземленной нейтралью T1 замкнется магнитный поток Ф_Bнеотключенной фазы. Он наведет в обмотках фаз А и С примерно равные ЭДС взаимоиндукции Е_Aи е_с. Трансформатор T1 будет находиться в уравновешенном однофазном режиме.

При однофазной симметричной системе напряжений на линейных выводах трансформатора (сумма этих напряжений равна нулю) напряжение на незаземленной нейтрали Т2 относительно земли также равно нулю:



где

При двухфазном включении (фаз А и В) питающей линии (рис. 1.22, б) по сердечнику отключенной фазы замыкается суммарный магнитный поток Ф_A+Ф_B=-Ф_C, который наведет в обмотке отключенной фазы ЭДС взаимоиндукции EC, равную по значению и направлению напряжению фазы Uc, если бы она была включена. Таким образом, на линейных вводах всех подключенных к линии трансформаторов образуется симметричная трехфазная система напряжений, при которой напряжение на изолированной нейтрали трансформатора Т2 равно нулю:



где

Рис. 1.20. Полнофазный (а) и двухфазный (б) режимы включения ненагруженного трансформатора с изолированной нейтралью

Рис. 1.21. Схема питания ответвительных подстанций от проходящей линии

В сетях с эффективно заземленной нейтралью трансформаторы подвержены опасным перенапряжениям в аварийных режимах, когда, например, при обрыве и соединении провода с землей выделяется по тем или иным причинам участок сети, не имеющий заземленной нейтрали со стороны источника питания. На таком участке напряжение на нейтралях трансформаторов становится равным по значению и обратным по знаку ЭДС заземленной фазы, а напряжение неповрежденных фаз относительно земли повышается до линейного. Возникающие при этом в результате колебательного перезаряда емкостей фаз на землю перенапряжения представляют собой серьезную опасность для изоляции трансформаторов и другого оборудования участка.

В сетях с эффективно заземленной нейтралью на случай перехода части сети в режим работы с изолированной нейтралью от замыканий на землю предусматривают защиты, реагирующие на напряжение нулевой последовательности 3Uо, которое появляется на зажимах разомкнутого треугольника трансформатора напряжения при соединении фазы с землей. Защиты действуют на отключение выключателей трансформаторов с незаземленной нейтралью. Защиты от замыканий на землю в сети настраивают таким образом, чтобы при однофазном повреждении первыми отключались питающие сеть трансформаторы с изолированной нейтралью, а затем трансформаторы с заземленной нейтралью. На тех подстанциях 110кВ, где силовые трансформаторы не могут получать подпитку со стороны СН и НН, такие защиты от замыканий на землю не устанавливаются, не производится также и глухое заземление нейтралей.

Рекомендации оперативному персоналу. На основании изложенного оперативному персоналу могут быть даны следующие рекомендации.

При выводе в ремонт силовых трансформаторов, а также изменениях схем подстанций необходимо следить за сохранением режима заземления нейтралей, принятого в энергосистеме, и не допускать при переключениях в сетях с эффективно заземленной нейтралью выделения участков без заземления нейтралей у питающих сеть трансформаторов.

Во избежание же автоматического выделения таких участков на каждой системе шин подстанции, где возможно питание от сети другого напряжения, желательно иметь трансформатор с заземленной нейтралью с включенной на нем токовой защитой нулевой последовательности. В случае вывода в ремонт трансформатора, нейтраль которого заземлена, необходимо предварительно заземлить нейтраль другого параллельно работающего с ним трансформатора.

Без изменения положения нейтралей других трансформаторов производится отключение трансформаторов с изолированной нейтралью (трансформаторы старых выпусков с равнопрочной изоляцией выводов) или нейтралью, защищенной вентильным разрядником.

1.8

Уход за трансформаторным маслом

Масло в трансформаторах используется в качестве охлаждающей среды и изоляции. В роли охлаждающей среды оно отводит тепло от проводов обмоток. При этом важное значение имеет вязкость масла, изменяющаяся в зависимости от температуры. При положительной температуре масло менее вязко, при отрицательной вязкость возрастает, причем весьма неравномерно для масел различных марок. Высокая вязкость ухудшает прокачиваемость масла, затрудняет работу механизмов систем охлаждения. В связи с этим в эксплуатации вязкость масла нормируется. Она проверяется у свежих сухих трансформаторных масел перед заливкой в оборудование.

Изоляционные свойства трансформаторных масел, находящихся в эксплуатации, характеризуются рядом показателей, значения которых должны быть не ниже следующих:

Класс напряжения трансформатора, ввода, кВ	До 15	15-35	60-220	330-500	750
Электрическая прочность – пробивное напряжение, кВ	20	25	35	45	55
Содержание кислот	Не более 0,25 мг КОН/г масла
Содержание водорастворимых кислот и щелочей	Не более 0,014 мг КОН/г масла для трансформаторов 630 кВּА и выше и для герметичных маслонаполненных вводов
Содержание механических примесей	Отсутствие
Снижение температуры вспышки масла в трансформаторах	Не более 5°С по сравнению с предыдущим анализом
Тангенс угла диэлектрических потерь масла для трансформаторов и вводопри 70°С	Не более 7% для масла в оборудовании напряжением до 220 кВ включительно

Рис. 1.22. Однофазный (а) и двухфазный (б) включения линии с ответвительными подстанциями, на одной из которых нейтраль трансформатора заземлена

В процессе эксплуатации масло загрязняется, увлажняется, в нем накапливаются продукты окисления, при этом масло теряет свои химические и электрофизические свойства, про­исходит необратимый процесс его старения. Продукты старения в виде шлама накапливаются на активных частях трансформатора, что затрудняет отвод тепла. Масло стареет за счет совместного воздействия на него кислорода воздуха и электрического поля. Активность кислорода усиливается в при­сутствии влаги, попадающей извне. Окислению способствуют вы­сокие рабочие температуры, солнечный свет, присутствие растворимых в масле солей металлов (особенно меди и железа), являющихся катализаторами окисления. При наличии электрического поля в масле накапливается больше влаги, чем в тех же условиях, но при отсутствии электрического поля. Капли воды и частицы загрязнений располагаются в электрическом поле вдоль его силовых линий, что приводит к резкому снижению электрической прочности масла.

В связи с указанным за состоянием трансформаторных масел ведется систематический контроль.

Отбор проб масла. Качество масла проверяется путем периодического отбора проб и их лабораторного анализа. В за­ви­си­мости от объема испытаний анализы масла делят на полный и со­кращенный. Кроме того, масло испытывают на электрическую прочность; в состав испытания входят определение пробивного напряжения, влагосодержания и визуальное определение механических примесей. Если при лабораторном анализе будут обнаружены более низкие показатели качества масла по сравнению с установленными нормами, принимаются меры по восстановлению утерянных маслом свойств очисткой, осушкой и регенерацией.

Очистка и осушка масла. Масло очищается от механических примесей и влаги центрифугированием и фильтрованием че­рез бумажные фильтры. Высокой степени очистки добиваются использованием центрифуги в комбинации с фильтр-прессом. Этот способ получил широкое применение при очистке масел в работающих трансформаторах напряжением до 110 кВ. В транс­форматорах 220 кВ и выше, где к маслу предъявляются повышенные требования в отношении содержания газов (присутствие их играет существенную роль в процессе развития разряда), очистка производится во время ремонта, при этом одновременно ведутся процессы осушки, фильтрации и дегазации масла, а при необходимости и насыщение инертным газом (азотом).

В последнее время получил распространение способ осуш­ки масла при помощи цеолитов. По составу цеолиты являются водными алюмосиликатами кальция или натрия. Они содержат огромное количество пор, имеющих размеры молекул. При фильтровании масла через слой высушенного цеолита находящаяся в масле влага проникает в поры и удерживается в них. Устройство цеолитовой установки показано на рис. 1.23. Отработанные цеолиты восстанавливаются в стационарных установках продувкой горячим воздухом.

Рис. 1.23. Схема цеолитовой установки для осушки масла: 1 - маслонасос; 2 - маслоподогреватель; 3 - фильтр механической очистки; 4 - цеолито-вый фильтр-адсорбер; 5 - манометр; 6 - расходомер

Регенерация - это восстановление окисленного масла или, точнее, удаление из него продуктов старения. На практике обычно сталкиваются с регенерацией эксплуатационных масел с кислотным числом, не превышающим 0,3-0,4 мгКОН/г масла. В условиях эксплуатации для регенерации применяются различного рода адсорбенты. Восстанавливающие свойства адсорбентов основаны на способности осаждать на их поверхности продукты старения, при этом никакой химической реакции не происходит. Между молекулами адсорбента и адсорбируемого вещества действуют силы межмолекулярного притяжения.

Применяются адсорбенты естественного и искусственного происхождения. Из числа естественных чаще других используется отбеливающая земля "зикеевская опора", из искусственных - силикагель (крупнопористый марки КСК и мелкопористый КСМ). Значительно реже применяется активный оксид алюминия, обладающий высокой адсорбционной способностью по отношению к кислым продуктам старения масла.

При регенерации масло прокачивается через наполненный адсорбентом бак-адсорбер. Передвижные адсорберы применяются для регенерации масла как во время ремонта, так и в работающих трансформаторах (рис. 1.24).

Предохранение масла от увлажнения и окисления. Выше были рассмотрены способы поддержания электрической прочности и основных химических показателей масла в пределах установленных норм путем периодической очистки и осушки. Наряду с этим применяются специальные устройства защиты масла в трансформаторах в процессе эксплуатации.

Расширитель трансформатора помимо основной функции - компенсировать изменение объема масла в масляной системе трансформатора вследствие колебаний температуры - позволяет также уменьшить площадь открытой поверхности масла, соприкасающейся с воздухом, что в конечном счете снижает степень окисления, увлажнения и загрязнения масла. Влага и механические примеси, попадая в расширитель из воздуха, осаждаются в его нижней части, откуда легко удаляются при ремонтах.

Воздухоочистительные фильтры (рис. 1.25) устанавливают на опускных (дыхательных) трубах расширителей. В нижней части фильтра размещается масляный затвор 6, работающий по принципу сообщающихся сосудов. Он очи­щает проходящий через него воздух от механических примесей и, кроме того, устраняет прямой контакт масла в расширителе с окружающей атмосферой. Корпус фильтра заполняется силикагелем 5, осаждающим на своей поверхности частицы воды, содержащиеся в воздухе. Воздух проходит через фильтр при следующих обстоятельствах. С понижением температуры трансформатора объем масла в нем уменьшается. В расширителе создается разрежение. Соотношение уровней масла в затворе изменяется. Когда уровень масла во внешней полости затвора упадет настолько, что обнажится край затворного цилиндра, порция атмосферного воздуха прорвется через за­твор, пройдет через поглотитель влаги и попадет в расширитель. При нагревании трансформатора, когда масло начнет оказывать давление на воздушную подушку, в расширителе процесс произойдет в обратном направлении. Затворы рекомендуется заполнять маслом АМГ-10, а в северных районах страны морозостойким маслом МВП.

Рис. 1.24. Схема установки для регенерации масла в трансформаторе, находящемся в работе:

1 - трансформатор; 2 - маслоподогреватель; 3 - адсорбер; 4 - фильтр-пресс

В воздухоочистительных фильтрах применяют силикагель марки КСМ или КСК. Перед зарядкой воздухоочистительного фильтра силикагель просушивают при температуре 140-150°С в течение 8 ч. Для повышения влагопоглощаемости основная масса силикагеля пропитывается хлористым кальцием, а индикаторный силикагель - еще и хлористым кобальтом для придания ему голубой окраски. Влагопоглощаемость белого силикагеля, обработанного хлористым кальцием, больше, чем индикаторного. Поэтому индикаторный силикагель берется в небольшом количестве и размещается напротив смотрового окна 4. Воздухоосушающая способность фильтра определяется визуально по изменению цвета индикаторного силикагеля из голубого в розовый. Розовый цвет даже нескольких зерен индикаторного силикагеля свидетельствует об его увлажнении и необходимости замены всего силикагеля. Средний срок службы силикагеля в воздухоочистительных фильтрах зависит от объема масла в трансформаторе и колеблется в диапазоне 1-2 лет. Замена масла в масляных затворах производится через 2-3 года.

Адсорбционные и термосифонные фильтры получили распространение для непрерывной регенерации масла в трансформаторах в процессе эксплуатации. Их выполняют в виде металлических цилиндров, заполненных сорбентом, поглощающим продукты окисления и влагу из циркулирую­щего через них масла. Адсорбционные фильтры применяют в системах охлаждения ДЦ и Ц, где обеспечивается принудительная прокачка масла через фильтры, термосифонные фильтры - на трансформаторах с системами охлаждения М и Д. Масло в термосифонных фильтрах перемещается сверху вниз вследствие разности плотностей нагретого и охлажденного масла.

Сорбентом в фильтрах служит силикагель КСК или активный оксид алюминия, которые предварительно должны быть хорошо просушены. Фильтры подключают к трансформаторам со свежим маслом. Очередную замену сорбента производят после того, как кислотное число превысит 0,1-0,12 мгКОН/г масла.

Азотная защита устраняет контакт масла в расширителе трансформатора с атмосферным воздухом, предотвращая тем самым загрязнение и окисление масла. Среди многих известных систем азотной защиты чаще встречается система низкого давления (давление азота не более 3 кПа) с применением эластичной емкости (рис. 1.26). Основным элементом системы является эластичный резервуар б, выполняемый из газонепроницаемого химически стойкого материала (резинотканевая пластина) и соединяемый газопроводом с расширителем трансформатора 1. Система заполняется постоянным количеством азота, давление которого незначительно превышает нормальное атмосферное давление при всех температурных изменениях уровня масла в расширителе. Так, при нагреве трансформатора, когда уровень масла в расширителе поднимается, азот, заполняющий его, переходит в эластичный резервуар, объем которого увеличивается. При понижении уровня масла в расширителе азот переходит в него из резервуара, при этом стенки эластичного резервуара опадают. Для поглощения влаги, которая может по тем или иным причинам поступить в газовую систему из масла или изоляции, а также из газового баллона 8 во время подпитки системы азотом, служит газоосушитель 4.



Рис. 1.25. Воздухоочистительный фильтр трансформатора: 1 - дыхательная трубка трансформатора; 2 - стенка бака; 3 - соединительная гайка; 4 - смотровое окно патрона с индикаторным силикагелем; 5 - зерна силикагеля; 6 -масляный затвор; 7 - указатель уровня масла в затворе

На подстанциях с двумя и более трансформаторами применяется групповая азотная защита с питанием от одного эластичного резервуара. Все элементы и узлы газовой системы трансформаторов тщательно уплотняются, проходят опрессовку азотом при давлении 50 кПа. Масло в трансформаторе должно быть нейтральным, сухим, дегазированным и азотированным. Дегазация масла производится под вакуумом на специальных установках, насыщение азотом - продувками. При трех-четырех продувках кислород в масле практически полностью замещается азотом. Содержание кислорода в газовом пространстве расширителя должно быть не более 1%. При большем содержании кислорода азотная защита масла неэффективна.

Обслуживание азотной защиты. При осмотре устройства проверяют уровень масла в расширителе трансформатора, наполнение эластичных резервуаров азотом, цвет силикагеля в осушителе. Если объем эластичных резервуаров мал и не соответствует уровню масла в расширителе, проверяют внешнее состояние эластичных резервуаров и герметичность соединений всей газовой системы.

При необходимости производится подпитка газовой системы азотом из баллонов. Для этого отключается газовая защита трансформатора, закрывается кран 3 (рис. 1. 26), и система через редуктор и кран 7 заполняется азотом из баллонов до тех пор, пока объем эластичного резервуара не станет соответствовать уровню масла в расширителе. Подключение эластичного резервуара к трансформатору производится в обратном порядке. Последней выполняется операция включения в работу газовой защиты трансформатора.

В нормальном состоянии необходимость в подпитке азотом возникает, как правило, не чаще 1 раза в месяц. Однако передовой опыт свидетельствует о том, что при надежной герметичности соединений всех узлов в надмасляном пространстве подпитку резервуаров азотом производят в среднем 1 раз в год.

Пробы газа отбирают через 6 мес. Если в газовой смеси обнаруживается более 3% кислорода, производится 10-минутная продувка надмасляного пространства в расширителе технически чистым и сухим азотом (с содержанием кислорода не более 0,5%). Продувка азотом производится при открытом вентиле 2. Газовая защита трансформатора выводится из работы на все время продувки. Доливка масла в трансформатор, имеющий азотную защиту, производится через нижний сливной кран 10, при этом проверяется надежность подсоединения маслопровода к крану.

Пленочная защита основана на герметизации масла трансформатора подвижной пленкой, помещаемой в расширителе трансформатора и изолирующей масло в расширителе от соприкосновения с атмосферным воздухом. Конструктивно пленочная защита выполняется в виде эластичного компенсатора, способного изменять свой объем при всех температурных колебаниях объема масла в трансформаторе, или в виде эластичной мембраны, плавающей на поверхности масла и свободно изгибающейся при изменениях объема масла в расширителе. В обоих случаях в надмасляном пространстве трансформатора сохраняется нормальное атмосферное давление.

Уровень масла в расширителе определяется по стрелочному указателю (специальной конструкции), рычаг которого опирается на поверхность пленки. Трансформатор с пленочной защитой заполняется дегазированным маслом. Необходим периодический контроль газосодержания масла.

К недостаткам пленочной защиты относят сложность размещения и герметизации эластичных пленок внутри расширителя, а также невозможность повседневного визуального контроля за их исправностью. Герметичность пленки проверяется при ремонте трансформатора. Внеочередная проверка ее состояния должна проводиться в случае срабатывания газовой защиты трансформатора.

Присадки, увеличивающие срок службы трансформаторного масла. Свежее нормально очищенное масло содержит смолы, являющиеся естественными антиокислителями, защищающими масло от окисления в начальный период. Повышение стабильности регенерированных масел в эксплуатации достигается применением специальных присадок, тормозящих процесс окисления.

Рис. 1.26. Схема азотной защиты масла в трансформаторе с применением эластичной емкости: 1 - расширитель трансформатора;

2 - вентиль продувки азотом надмасляного пространства; 3 - кран питания системы азотом; 4 - осушитель силикагелевый (или цеолитовый); 5 -вентиль эластичного резервуара; 6 - эластичный резервуар; 7 - кран подключения баллона с редуктором и манометрами давления; 8 - газовый баллон; 9 - защитный металлический кожух; 10 - сливной кран; 11 - газовое реле; 12 - редуктор

В зависимости от механизма действия присадки относят к следующим группам:

1) ингибиторы - антиокислители;

2) деактиваторы - вещества, уменьшающие каталитическое действие растворимых в масле соединений, содержащих металлы;

3) пассиваторы - вещества, образующие на металле пленку, предохраняющую масло от каталитического действия металлов.

Широкое применение нашли такие присадки, как ионол, антраниловая кислота и др. Ионол - типичный ингибитор. Будучи введенным в масло в количестве 0,2% массы масла, он эффективно замедляет образование осадка в хорошо очищенных маслах, тормозит рост tg.

Антраниловая кислота - присадка, обладающая много­функциональным действием. Это сильный деактиватор и пассиватор, но слабый ингибитор. При введении в масло антраниловой кислоты (0,02-0,05%) коррозия меди и железа практически прекращается.

Эффективно одновременное применение ионола и антраниловой кислоты.

Доливку масла в трансформаторы, залитые маслом с присадками, производят таким же маслом, которое было залито первоначально.

Не допускается смешение масел из нефти различных месторождений без проверки влияния на них присадок.

1.9

Обслуживание маслонаполненных вводов

Элементы конструкции. Маслонаполненные вводы служат для ввода высокого напряжения в баки силовых трансформаторов и реакторов, масляных выключателей, а также для прохода через стены помещений закрытых РУ.

Токоведущая система ввода представляет собой медную трубу с контактным зажимом сверху и экранированным контактным узлом снизу. У вводов силовых трансформаторов через медную трубу обычно пропускают гибкий отвод обмотки. Изоляция ввода состоит из двух фарфоровых покрышек, закрепленных на заземленной соединительной втулке, элементов бумажной изоляции и заполняющего ввод масла.

Отечественной промышленностью выпускаются также вводы с твердой изоляцией (изоляционный сердечник из бумажной намотки, пропитанной бакелитовой смолой), в конструкции которых отсутствует нижняя фарфоровая покрышка. После установки такого ввода его нижняя часть оказывается погруженной в масло, находящееся в трансформаторе.

По способу зашиты внутренней изоляции маслонаполненные вводы разделяют на герметичные и негерметичные.

Выравнивание напряженности электрического поля на изолирующем промежутке вводов осуществляется металлическими уравнительными обкладка-ми. Последние обкладки нередко используются в качестве измерительных конденсаторов. К выводам от них подключаются приспособления для измерения напряжения (ПИН) По ряду причин применение ПИН в эксплуатации не получило широкого распространения.

Все неиспользуемые выводы от измерительных конденсаторов должны заземляться. Разземление или обрыв выводов от измерительных конденсаторов вызывает нежелательное перераспределение напряжения по слоям бумажной изоляции, что может привести к ухудшению ее свойств и, как следствие, к пробою.

Заполнение маслом вводов негерметичного исполнения обеспечивается маслорасширителями, снабженными маслоуказателями и устройствами защиты масла от увлажнения и загрязнения. На рис. 1.27 показан расширитель маслонаполненного ввода с масляным затвором (работающим по принципу сообщающихся сосудов) и воздухоочистительным фильтром. Корпусом фильтра служит стеклянная трубка, заполненная силикагелем. Масса силикагеля берется из расчета 0,5-1 кг на 1000 кг масла. Индикаторный силикагель размещается сверху и снизу трубки вблизи входного и выходного отверстий. Активность силикагеля в фильтре контролируется по изменению цвета индикаторного силикагеля из голубого в розовый. Замена масла в масляном затворе производится через специальные отверстия в расширителе. В герметичных вводах конденсаторного типа, постоянно находящихся . под некоторым избыточным давлением, компенсация температурных изменений объема масла осуществляется с помощью компенсирующих устройств (сильфонов, заполненных азотом и герметически запаянных). Сильфоны размещают в расширителях (рис. 1.28) или в баках давления.



Рис. 1.27. Расширитель маслонаполненного ввода 110 кВ:

1 - масло во вводе; 2 - дыхательная трубка масляного затвора ввода; 3 - масло в затворе; 4 - поддон; 5 - дыхательная трубка воздухоочистителя; б - масляный затвор воздухоочистителя;

7 - стеклянная трубка; 8 - силикагель; 9 – сетка

На рис. 1.29 показаны схемы масляных систем герметичных вводов. Контроль за давлением в герметичных вводах осуществляется с помощью манометров. В зависимости от температуры допустимое давление находится по графику. Оно не должно выходить за пределы рабочей области графика (0, 02-0,25 МПа). Для удобства обслуживания отметки предельных значений давлений наносятся на шкалах манометров. В случае снижения нормируемых значений давления производится проверка мест уплотнений во вводе.

Осмотр маслонаполненных вводов. При осмотре вводов, находящихся под напряжением, проверяют:

- уровень масла во вводе по маслоуказателю расширителя. При температуре окружающего воздуха 20°С уровень масла должен находиться на половине высоты маслоуказателя;

- состояние и цвет силикагеля в воздухоочистительном фильтре;

- давление масла в герметичных вводах;

- отсутствие течей масла в местах соединений фарфоровых покрышек с соединительной втулкой, а также в соединениях отдельных деталей в верхней части ввода;

- отсутствие загрязнений поверхности, трещин и сколов фарфора;

- состояние фланцев и резиновых уплотнений;

- отсутствие потрескиваний и звуков разрядов;

- отсутствие нагрева контактных соединений.



Рис. 1.28. Размещение сильфона в расширителе герметичного ввода конденсаторного типа: 1 - контактный зажим ввода;

2 - защитная мембрана; 3 - корпус расширителя; 4 - металлический герметичный сильфон, заполненный инертным газом;

5 - фарфоровая покрышка ввода

Контроль изоляции вводов. Вводы конденсаторного типа с бумажно-масляной изоляцией заполняются небольшим количеством масла и имеют повышенные градиенты электрического поля. В этих условиях причинами повреждения вводов обычно являются тепловые пробои бумажной изоляции. Большую часть повреждений связывают с увлажнением и технологическими дефектами бумажной основы. Развитие повреждений происходит в течение более или менее продолжительного периода времени.

Для выявления повреждений внутренней изоляции вводов в начальной стадии применяют устройства контроля изоляции вводов (КИВ). Особенно широко их используют для непрерывного контроля изоляции трансформаторных вводов напряжением 500 кВ и выше.

Действие КИВ, принципиальная схема включения которого показана на рис. 1.30, основано на измерении суммы емкостных токов первой гармоники вводов трех фаз. При равенстве емкостей вводов и фазных напряжений в нулевом проводе звезды, образованной соединением выводов обкладок вводов, сумма емкостных токов близка к нулю. Так, у исправного ввода 500 кВ емкостный ток равен 100 мА, а небаланс суммы емкостных токов трех фаз составляет всего 3-5 мА. При нарушении изоляции одного из вводов ток небаланса резко возрастает.



Рис. 1.29. Схемы масляных систем герметичных вводов со встроенным сильфоном (а) и с выносным баком давления (б):

1 - ввод; 2 - вентиль; 3 - заглушка; 4 -манометр; 5 - переходник с четырьмя отверстиями; 6 - пробка для выпуска воздуха;

7 - сильфон; 8 - бак давления

В комплект устройства входит суммирующий трансформатор 4 (суммирующий емкостные токи и обеспечивающий безопасность работы устройства в случае развития пробоя) и основной блок 5, содержащий измерительный, сигнальный и отключающий каналы, а также канал блокировки. Суммирующий трансформатор устанавливается в шкафу вблизи контролируемого оборудования, основной блок - на панели релейной защиты. Получаемый от суммирующего трансформатора сигнал преобразуется в схеме основного блока и поступает на измерительный прибор с двумя диапазонами измерений (0-20 и 0-100 мА) и на входы оперативных каналов устройства.

В зависимости от тока небаланса КИВ срабатывает на сигнал при токе выше 7% номинального емкостного тока ввода, на отключение трансформатора при токе выше 25% номинального емкостного тока ввода, мгновенно блокируется при токе, превышающем 70% номинального емкостного тока ввода. Блокировка предотвращает ложное срабатывание на отключение при повреждениях в цепях суммирующего трансформатора и вводов. В этом случае КИВ отключают, выясняют и устраняют причину повреждения.

Главным в устройстве считается сигнальный канал. Его срабатывание указывает на прогрессирующее повреждение изоляции ввода. При срабатывании КИВ на сигнал необходимо измерить прибором небаланс тока. Если он превышает установленное значение, то измерением емкостного тока каждого ввода определяют дефектный. Измерение производят переносным прибором типа ВАФ-85 путем охвата клещами специальной рамки из провода, находящейся в шкафу, где установлен суммирующий трансформатор⁷. Результаты замера записывают в оперативный журнал и ставят вопрос об отключении трансформатора для испытаний ввода.

В нормальных условиях эксплуатации регулярно, не менее 1 раза в смену, контролируют по прибору ток небаланса вводов.



Рис. 1.30. Схема включения устройства контроля изоляции вводов (КИВ): 1 - конденсаторный ввод; 2 - разрядник типа РВНК-0,5; 3 - фильтр третьей гармоники; 4 - суммирующий трансформатор; 5 - основной измерительный блок; 6 - кнопка включения прибора; 7 - прибор для измерения тока небаланса

1.10

Неполадки в работе трансформаторов

Но время эксплуатации не исключено возникновение различного рода дефектов и неполадок трансформаторов, в разной степени отражающихся на их работе. С одними неполадками трансформаторы могут длительно оставаться в работе, при других необходим немедленный вывод их из работы. В каждом случае возможность дальнейшей работы определяется характером повреждения. Неоперативность персонала, несвоевременное принятие мер, направленных на устранение порой незначительных дефектов, приводят к аварийным отключениям трансформаторов.

Причины повреждений заключаются в неудовлетворительных условиях эксплуатации, некачественном ремонте и монтаже трансформаторов. Немалую роль играют дефекты отдельных элементов конструкции современных трансформаторов, применение недостаточно высокого качества изоляционных материалов.

Типичными являются повреждения изоляции, магнитопроводов, переключающих устройств, отводов, маслона-полненных и фарфоровых вводов.

Повреждение изоляции. Главная изоляция часто повреждается из-за нарушения ее электрической прочности при увлажнении, а также при наличии мелких изъянов. В трансформаторах 220 кВ и выше повреждения связывают с появлением так называемого "ползущего разряда", представляющего собой постепенное разрушение изоляции местными разрядами, распространяющимися по поверхности диэлектрика под действием рабочего напряжения. На поверхности изоляции появляется сетка токопроводящих каналов. При этом сокращается расчетный изоляционный промежуток, что и ведет к пробою изоляции с образованием мощной дуги внутри бака.

К интенсивному тепловому износу витковой изоляции приводит набухание дополнительной изоляции катушек и связанное с этим прекращение циркуляции масла из-за частичного или полного перекрытия масляных каналов.

Механические повреждения витковой изоляции нередко происходят при КЗ во внешней электрической сети и недостаточной электродинамической стойкости трансформаторов, что является результатом ослабления усилий запрессовки обмоток.

Магнитопроводы повреждаются из-за перегрева вследствие разрушения лаковой пленки между листами и спекания листов стали, при нарушении изоляции прессующих шпилек, при возникновении короткозамкнутых контуров, когда отдельные элементы магнитопровода оказываются замкнутыми между собой и на бак.

Повреждение переключающих устройств ПБВ происходит при нарушении контакта между подвижными контактными кольцами и неподвижными токоведущими стержнями. Ухудшение контакта происходит при снижении контактного давления и образовании оксидной пленки на контактных поверхностях.

Переключающие устройства РПН являются достаточно сложными устройствами, требующими тщательной наладки, проверки и проведения специальных испытаний. Причинами повреждения РПН являются нарушения в работе контакторов и переключателей, подгары контактов контакторных устройств, заклинивания механизмов контакторов, утрата механической прочности стальными деталями и бумажно-бакелитовым валом. Повторяются аварии, связанные с повреждением регулировочной обмотки в результате перекрытия внешнего промежутка защитного разрядника.

Повреждения отводов от обмоток к переключающим устройствам и вводам вызываются главным образом неудовлетворительным состоянием паек контактных соединений, а также приближением гибких отводов к стенкам баков, загрязнением масла проводящими механическими примесями, в том числе оксидами и частицами металла из систем охлаждения.

Повреждения вводов 110 кВ и выше связаны в основном с увлажнением бумажной основы. Попадание влаги внутрь вводов возможно при некачественном выполнении уплотнений, при доливке вводов трансформаторным маслом с пониженной диэлектрической прочностью. Заметим, что повреждения вводов, как правило, сопровождаются пожарами трансформаторов, приносящими значительный ущерб.

Характерной причиной повреждения фарфоровых вводов является нагрев контактов в резьбовых соединениях составных токоведущих шпилек или в месте подсоединения наружных шин.

Защита трансформаторов от внутренних повреждений осуществляется устройствами релейной защиты. Основными быстродействующими защитами являются дифференциальная токовая защита от всех видов КЗ в обмотках и на выводах трансформатора, газовая защита от замыканий, происходящих внутри бака трансформатора и сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла, токовая отсечка без выдержки времени от повреждений в трансформаторе, сопровождающихся прохождением сравнительно больших токов КЗ.

Все защиты от внутренних повреждений действуют на отключение всех выключателей трансформатора, а на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам (без выключателей со стороны ВН), - на включение короткозамыкателя или на отключение выключателя питающей линии.

Контроль за состоянием трансформаторов и обнаружение возникающих в них повреждений по анализу газов, растворенных в масле. Для обнаружения повреждений трансформаторов на возможно более ранних стадиях их возникновения, когда выделение газа может быть еще очень слабым, в эксплуатационной практике широко пользуются методом хроматографического анализа газов, растворенных в масле. Дело в том, что при развивающихся повреждениях трансформаторов, вызываемых высокотемпературным нагревом, происходит разложение масла и твердой изоляции с образованием легких углеводородов и газов (вполне определенного состава и концентрации), которые растворяются в масле и накапливаются в газовом реле трансформатора. Период накопления газа в реле может быть достаточно длительным, а скопившийся в нем газ может существенно отличаться от состава газа, отобранного вблизи места его выделения. Поэтому диагностика повреждения на основе анализа газа, отобранного из реле, является затрудненной и может быть даже запоздалой.

Анализ пробы газа, растворенного в масле, помимо более точной диагностики повреждения дает возможность наблюдения за его развитием до срабатывания газового реле. И даже в случае крупных повреждений, когда газовая зашита срабатывает на отключение трансформатора, сравнение составов газа, взятого из реле и растворенного в масле, может быть полезным для более правильной оценки серьезности повреждения.

Таблица 1.4

Предельная концентрация растворенных в масле газов для исправных трансформаторов

Наименование газа и его химическая формула	Содержание газа,%, в зависимости от срока эксплуатации трансформатора
	до 5 лет	от 5 до 10 лет
Водород Н2 Метан СН4 Этан С2Н6 Этилен С2Н4 Ацетилен C2H2 Оксид углерода СО Диоксид углерода СО2	0,005 0,005 0,01 0,01 0,0015 0,03 0,3	0,01 0,01 0,02 0,03 0,003 0,05 0,5

Установлены состав и предельные концентрации газов, растворенных в масле, исправных трансформаторов (табл. 1.4) и при характерных видах повреждений. Так, например, при разложении масла под действием электрической дуги (перекрытие в переключателе) выделяется преимущественно водород. Из непредельных углеводородов преобладает ацетилен, который в данном случае является характерным газом. Оксид и двуоксид углерода присутствуют в незначительных количествах.

А вот газ, выделяющийся при разложении масла и твердой изоляции (междувитковое замыкание в обмотке), отличается от газа, образующегося при разложении только масла, заметным содержанием оксида и диоксида углерода.



Рис. 1.31. Отбор проб масла из трансформатора с помощью шприца: 1 - зажим; 2 - резиновый шланг; 3 - шприц; 4 - кран;

5 - бак трансформатора

В целях более ранней диагностики повреждений из трансформаторов периодически (2 раза в год) отбирают пробы масла для хромагографического анализа газов, растворенных в масле, при этом для отбора проб масла пользуются медицинскими шприцами (рис. 1.31). Отбор пробы производится следующим образом: очищают от загрязнений патрубок крана, предназначенный для отбора пробы; на патрубок надевают резиновый шланг. Открывают кран и шланг промывают маслом из трансформатора; конец шланга поднимают вверх для удаления пузырьков воздуха. На конце шланга устанавливают зажим; иглу шприца вкалывают в стенку шланга. Забирают масло в шприц и затем сливают масло через иглу для промывки шприца; повторяют операцию заполнения шприца маслом; заполненный маслом шприц вкалывают иглой в резиновую пробку и в таком виде отправляют в лабораторию.

Анализ проводится в лабораторных условиях с применением хроматографа ЛХМ-8МД. Результаты анализа сопоставляются с обобщенными данными состава и концентрации газа, выделяющегося при различных видах повреждений трансформаторов, и выдается заключение об исправности трансформатора или его повреждении и степени опасности этого повреждения.

По составу растворенных в масле газов возможно определение перегрева токопроводящих соединений и элементов конструкции остова трансформатора, частичных электрических разрядов в масле, перегрева и старения твердой изоляции трансформатора.