Эксплуатация силового трансформатора реферат

Обновлено: 28.06.2024

Общие сведения о трансформаторах

Силовые трансформаторы (далее Т) разделяют по номинальной мощности, по конструктивному исполнению обмоток (двух- и трехобмоточные и с расщепленной обмоткой на стороне низшего напряжения) и по способам и системам охлаждения. В табл. 3.4 приведена шкала номинальных мощностей Т до 63 000 кВ·А по ГОСТ 9680 - 77.

3.3.2 Приемка трансформаторов в эксплуатацию

Трансформаторы по требованиям к приемке в эксплуатацию разделяют на три группы: мощностью до 630 кВ·А включительно, мощностью до 1,6 МВ·А и мощностью более 1,6 МВ·А.

При приемке в эксплуатацию ТМ мощностью до 630 кВ·А включительно определяют условия включения в соответствии с указаниями завода - изготовителя, проводят фазировку, проверяют средства защиты трансформаторного масла и проводят его испытания, измеряют сопротивление изоляции обмоток, и толчком включают ТМ на номинальное напряжение. В процессе 3 - 5 кратного включения Т на номинальное напряжение (по 30 минут на каждое включение) не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное его состояние: усиливающийся гул, потрескивания, ясно слышимые разряды внутри бака, скользящие разряды по изоляторам и т. п.

Фазировка заключается в том, чтобы у Т, присоединенных со стороны ВН к одной сети, найти со стороны НН фазы, не имеющие разности напряжений, то есть одноименные. После того, как такие фазы найдены, их попарно располагают друг против друга. Вольтметр, присоединенный к одноименным фазам, должен дать нулевое показание.

На рис. 15 показана схема фазировки двух трансформаторов. В том случае когда фазируемые трансформаторы не имеют заземлен ных нейтралей, т. е. не имеют между собой электрической связи, фазируемые цепи необходимо предварительно соединить в какой-либо точ ке перемычкой а1 - а2 , иначе вольтметр показаний давать не будет. Очевидно, при фазировке трансформаторов, не имеющих заземленных нейтралей, достаточно получить два нулевых показания вольтметра. Фазировку трансформа торов с напряжением, превышающим 380 В, производят вольтметром через измерительные трансформаторы напряжения .


Рис. 15. Схема фазировки силовых трансформаторов: а – с заземленными нейтралями; б – при соединении обмоток в треуголь ник; Тр1 – работающий трансформатор; Тр2 – фазируемый трансформатор; V – переносной вольтметр

МЕСТО РИС. 15

При приемке ТМ мощностью до 1,6 МВ·А включительно, кроме операций, перечисленных выше, измеряют сопротивление обмоток постоянному току, испытывают систему охлаждения (за исключением герметизированных ТМ и не имеющих расширителей) путем создания в баке и радиаторах избыточного давления. Включают такие ТМ также толчком на номинальное напряжение в порядке, указанном выше.
При приемке ТМ мощностью более 1,6 МВ·А испытывают изоляцию ПНПЧ, проверяют коэффициент трансформации, группу соединений обмоток, работу переключающего устройства системы РПН (если оно имеется), измеряют потери холостого хода и напряжение короткого замыкания, испытывают вводы и встроенные трансформаторы тока. Включают их также толчком на номинальное напряжение.

Сухие и заполненные негорючим жидким диэлектриком Т испытывают по программе МТ мощностью более 1,6 МВ·А, за исключением системы охлаждения, испытаний жидкости, вводов и встроенных трансформаторов тока.

Для МТ напряжением 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А сопротивление изоляции обмоток не должно быть ниже следующих значений:

Температура обмотки, Тобм, О С 10 20 30 40 50 60 70

R60 , МОм 450 300 200 130 90 60 40

Сопротивление изоляции сухих Т, МОм, при температуре 20 - 30 О С должно быть для обмоток с номинальным напряжением:

При приемке Т приемочная комиссия проверяет соответствие монтажа проекту, техническую документацию, протоколы испытаний трансформаторного масла и других измерений - сопротивления изоляции и других характеристик, а также техническое состояние МТ:

Результатом работы приемочной комиссии является акт, в котором указывается готовность Т к эксплуатации.

В процессе эксплуатации Т производят их осмотры без отключения:

В зависимости от местных условий и состояния Т указанные выше сроки могут быть изменены техническим руководителем (ОЗЭХ).

Внеочередные осмотры Т производят:

Текущие ремонты Т производят по мере необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает технический руководитель Потребителя. Капитальные ремонты Т напряжением до 110 кВ и мощностью 125 МВ·А проводят не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию, а остальных Т - в зависимости от их состояния и результатов технической диагностики.

Для масляных и сухих Т и Т с жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значения и длительности которых регламентируют инструкции заводов - изготовителей. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка Т сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей узки нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

Масляные трансформаторы:

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100

длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10

Сухие трансформаторы:

перегрузка по току % 20 30 40 50 60

длительность перегрузки, мин 60 45 32 18 5

При эксплуатации Т соблюдают несколько общих для их любой мощности правил, а именно:

  • при срабатывании газовой защиты (при мощности Т 2500 кВ·А и выше) МТ должен быть немедленно отключен, произведен его осмотр и взят анализ газа на горючесть. Если газ не горючий, то включить трансформатор можно по разрешению ответственного за электрохозяйство без проверки причин срабатывания;
  • необходимо постоянно наблюдать за температурой верхних слоев масла. Допустимое ее значение зависит от системы охлаждения МТ. При номинальной нагрузке МТ допустимая температура масла должна быть:
  • при системе ДЦ ≤ 75 О С; при системе Д ≤ 95 О С; при системе Ц ≤ 70 О С.
  • все устройства принудительного дутья воздуха и масла должны включаться одновременно с включением трансформатора;
  • МТ разрешается включать на полную нагрузку при температуре окружающей среды не ниже – 25 О С. При более низкой температуре МТ должен быть предварительно прогрет;
  • система принудительной циркуляции масла в системе охлаждения должна работать непрерывно вне зависимости от нагрузки МТ;
  • МТ мощностью более 630 кВ·А должны быть снабжены забетонированными ямами с гравийным заполнением для аварийного выброса масла; этот гравий должен промываться не реже, чем 1 раз в год;
  • каждое предприятие, имеющее маслонаполненное электрическое оборудование, должно иметь запас этого масла в объеме не менее 110% самого крупного аппарата или МТ.

Параллельная работа трансформаторов допускается при следующих условиях:

  • нагрузка каждой из обмоток не должна превышать номинального значеиия;
  • группы соединения обмоток Т, включаемых в параллельную работу, должны быть одинаковыми;
  • соотношение мощностей Т должно быть не более, чем 1 : 3;
  • коэффициенты трансформации не должны отличаться на ± 0,5 %;
  • напряжение короткого замыкания не должно отличаться на ± 10%;
  • трансформаторы должны быть сфазированы.

Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами допускается изменять коэффициенты трансформации при условии, что ни одна из обмоток не будет перегружена.

Трансформатор должен быть аварийно выведен из работы:

  • при сильном и непрерывном шуме и треске внутри бака;
  • при ненормальном и возрастающем нагреве;
  • при выбросе масла из расширителя или при разрыве диафрагмы выхлопной трубы.

Испытания Т проводят при межремонтном обслуживании и при капитальных ремонтах. При этом производят измерение сопротивления изоляции обмоток относительно земли (корпуса) и сопротивления стержневых шпилек магнитной системы. Эти значения нормированы и зависят от температуры окружающей среды, их измеряют мегомметром на 2500В в течении 1 минуты.

У МТ проводят испытания трансформаторного масла. Из трансформаторов напряжением 35 кВ включительно отборы масла для испытаний проводят:

У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытание масла проводят не реже 1 раза в 2 года, а также при комплексных испытаниях МТ.

Силовые трансформаторы, установленные в ТП и РП, предназначены для преобразования высшего напряжения в низшее напряжение и относятся к установкам высокого напряжения.

В зависимости от назначения они могут быть повышающими или понижающими. В распределительных сетях применяют трехфазные двухобмоточные понижающие трансформаторы, преобразующие напряжения 6кВ и 10 кВ в напряжение 0,4кВ и 0,23 кВ.

В зависимости от изолирующей и охлаждающей среды различают масляные трансформаторы ТМи сухие ТС. В масляных трансформаторах основной изолирующей и охлаждающей средой является трансформаторное масло, в сухих — воздух или твердый диэлектрик.

Трансформаторы трехфазные в соответствии с ГОСТом выпускают следующих номинальных мощностей: 10,16,25,40,63,100,160, 250,630 кВА и т.д.

Трансформаторы напряжением до 35 кВ и мощностью до 100 кВА относят к I габариту, от 160 до 630 кВА — ко II габариту.

Трансформаторы внутренней установки предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от + 40°С до — 45°С.

1. Конструкция.

1.1. Силовой трансформатор состоит :

  • из сердечника, собранного из листовой трансформаторной стали и двух намотанных на него трехфазных обмоток: обмотки на напряжение выше 1000В(первичной) присоединяемой параллельно шинам РП и ТП и обмотки на напряжение до 1000 В (вторичной), к которой подключают электроприемники;
  • бака;
  • крышки;
  • маслорасширителя;
  • переключателя в/в;
  • арматуры, измерительных и защитных устройств.

1.2. Перед установкой силового трансформатора он должен быть испытан в/в лабораторией, а именно:

  1. Измерение коэффициента трансформации.
  2. Испытание повышенным напряжением изоляции.
  3. Испытание омического сопротивления обмоток трансформатора.
  4. Проверка группы соединения обмоток.
  5. Испытание трансформаторного масла.

1.3. Во всех трансформаторах предусматривается возможность изменения коэффициента трансформации в пределах ±5% напряжения, указанного в паспорте. Это необходимо для поддержания номинального напряжения на выводах низшей стороны трансформатора при колебаниях напряжения в в/в сети, от которой подводится питание к первичной его обмотке.

1.4.Обмотка высшего напряжения для этой цели имеет два ответвления: одно из них — отключающее некоторое количество витков, второе — добавляющее соответствующее количество витков.

Обмотка и изоляция трансформаторов

. течение 3 ч для трансформаторов напряжением до 110 кВ. Подержав выемную часть трансформатора в масле 1 ч, ее вынимают, укрепляют обмотки и после промывания чистым . от температуры. 3. Сушка трансформатора Трансформаторы, прошедшие ремонт с полной или частичной сменой обмоток или изоляции, подлежат сушке независимо от результатов измерений. Сушку изоляции трансформатора высокой температурой производят .

1.5. Переключение с одной ступени на другую производится поворотом рукоятки переключателя, к контактным стержням которого присоединяют ответвления от обмотки. Рукоятка переключателя помещена на крышке трансформатора.

1.6. Переключать можно только после полного двустороннего отключения трансформатора от сети.

1.7. Для изменения изоляции обмоток, а также улучшения условий отвода тепла от обмоток и стали магнитопровода выемная часть силовых трансформаторов устанавливается в герметически закрывающемся стальном баке или кожухе доверху наполненном сухим, очищенным от механических примесей трансформаторным маслом.

1.8. В целях лучшей отдачи тепла окружающему воздуху в бак трансформатора для увеличения поверхности охлаждения вваривают изогнутые трубы, по которым циркулирует масло.

1.9. Кожух трансформатора должен быть постоянно заполнен трансформаторным маслом. Масло, как и всякое физическое тело, при нагревании расширяется. Поэтому трансформаторы, кроме самых малых (до 50 кВа) снабжают расширителями, т.е. дополнительными бачками, соединенными трубкой с баком трансформатора. Их устанавливают на крышке трансформатора.

1.10. Масло заливают в трансформатор до определенного уровня в расширителе. Для контроля уровня масла на торцевой стенке расширителя устанавливаются маслоуказатель, возле которого четко наносятся три контрольные черты, соответствующие значениям температуры масла -45, +15, +40 С или -35,+15,+35 С.

2. Внешний осмотр.

2.1. При внешнем осмотре силового трансформатора установленного и находящегося в работе, обращать внимание на:

2.1 1. Отсутствие течи масла из-под изоляторов, крышки трансформатора, расширителя, сливного крана.

2.1.2. Состояние проходных изоляторов(отсутствие трещин, сколов, перекрытий).

2.1.3. Состояние контактных соединений (отсутствие их нагревания, при нагревании появляется побеление шпилек, гаек).

2.1.4. Отсутствие пыли и грязи на трансформаторе, в особенности на в/в и н/в изоляторах.

2.1.5. Наличие масла в расширителе.

2.1.6. Отсутствие посторонних шумов.

3. Температурный режим.

3.1. Контроль за тепловым режимом трансформаторов сводится к периодическим измерениям температур верхних слоев масла в баке. Измерение проводится при помощи стеклянных термометров погруженных в специальные гильзы на крышках трансформаторов. Гильзы должны быть заполнены трансформаторным маслом.

3.2. Температура на термометре, установленном в кармане крышки трансформатора, не должна быть выше 950 С.

3.3. Наличие вытяжных устройств(жалюзийных решеток) в камере трансформатора. На жалюзийных решетках должна быть установлена сетка с ячейками не более 20х20 мм.

4. 3амер нагрузок и напряжений.

4.1. При замере нагрузок силовых трансформаторов определяются перекосы нагрузок по фазам и перегруз трансформатора выше номинального.

4.2. Перекосы и перегруз ведут к искажению фазных напряжений. Перекосы и перегрузы должны отсутствовать. О всех ненормальностях в работе силовых трансформаторов и замечаниях при осмотрах, дефектах необходимо сообщить мастеру обслуживаемого участка и записать в журнал дефектов.

Техническое обслуживание и ремонт трансформаторов

. работы заключается в изучении трансформаторов, их применения, ремонта и эксплуатации. Глава 1. Общие сведения о трансформаторах 1.1 Назначение трансформаторов Трансформатором называется статический электромагнитный аппарат, . образуют горизонтальные и вертикальные каналы для прохода охлаждающей жидкости (масла). Для повышения электрической прочности при воздействии атмосферных напряжений две первые .

4.3. Осмотры трансформаторов в РПи ТП без их отключения должны производиться не реже 1 раза в 6 месяцев.

В зависимости от местных условий и состояний трансформаторов указанные сроки могут быть изменены гл. инженером предприятия.

5. Расконсервация и консервация трансформаторов.

Расконсервация трансформаторов производится в следующем порядке:

  • сухой чистой тряпкой начисто вытереть консервационную смазку, пыль, грязь со всех токоведущих шпилек, колпаков изоляторов и наружных поверхностей;
    • снять временную резиновую шайбу из-под дыхательной пробки маслорасширителя;
    • снять верхнюю оправу термометра и термометр, нижнюю оправу термометра залить маслом, установить затем наружную оправу термометра с термометром;
    • тщательно вытереть чистой тряпкой, смоченной в бензине, фарфоровые изоляторы и заземляющий болт.

    Консервация трансформатора производится в следующем порядке:

    • смазать техническим вазелином токоведущие шпильки гайки, колпаки изоляторов и шайбы;
    • смазать болты, шайбы и гайки всех креплений;
    • смазать заземляющий болт и оправу термометра;
    • смазать оси и отверстия роликов тележек;
    • смазать заводской щиток.

    Порядок хранения трансформаторов.

    Трансформаторы не разрешается хранить на открытом воздухе, они должны находиться в закрытом помещении, либо под навесом, предохраняющим от атмосферных осадков, загрязнения, механических повреждений и прочих причин, могущих вызвать порчу трансформатора. В случае понижения уровня масла следует долить маслом трансформатор с пробивным напряжением не менее 30 кВ до уровня, соответствующего температуре окружающего воздуха.

    Список использованных источников

    1.ТКП 339-2011 (02230) Установки на напряжение до 750кВ. Линии электропередачи воздушные и токопроводы, устройства распределительные и трансформаторные подстанции, установки электросиловые и аккумуляторные, электроустановки жилых и общественных зданий. Правила устройства и защитные меры эксплуатации. Учет электроэнергии. Нормы приемосдаточных испытаний.

    2.ПУЭ-6 Правила устройства электроустановок. Шестое издание с изменениями и дополнениями (действующе в РБ).

    Примеры похожих учебных работ

    Техническое обслуживание и ремонт трансформаторов

    . выпускной работы заключается в изучении трансформаторов, их применения, ремонта и эксплуатации. Глава 1. Общие сведения о трансформаторах 1.1 Назначение трансформаторов Трансформатором называется статический электромагнитный аппарат, преобразующий .

    Диагностика высоковольтных силовых трансформаторов системы электроснабжения

    . их в системе электроснабжения. В дипломной работе для достижения поставленной цели решаются следующие задачи: анализ дефектов и методов технической диагностики силовых трансформаторов при работе в СЭС; анализ методов технической .

    Силовые масляные трансформаторы

    . аварийный выброс масла не был направлен на близко стоящее оборудование. Монтаж силовых трансформаторов, Масляные силовые трансформаторы отправляются а) полностью собранные и залитые маслом; б) частично демонтированные и .

    Обмотка и изоляция трансформаторов

    . опускают в бак и снова заливают маслом. В эксплуатации наиболее совершенной является сушка трансформаторов в его же баке без масла с применением вакуума, допустимого для данной .

    Расчет масляного трансформатора

    . работа по стандартизации силовых трансформаторов. Постоянное повышение верхнего предела номинальных мощностей и напряжений силовых трансформаторов . зданий, т.е. там, где установка масляных трансформаторов вследствие их взрыво- и пожароопасности недопустима. .

    Общие сведения о трансформаторах

    Силовые трансформаторы (далее Т) разделяют по номинальной мощности, по конструктивному исполнению обмоток (двух- и трехобмоточные и с расщепленной обмоткой на стороне низшего напряжения) и по способам и системам охлаждения. В табл. 3.4 приведена шкала номинальных мощностей Т до 63 000 кВ·А по ГОСТ 9680 - 77.

    3.3.2 Приемка трансформаторов в эксплуатацию

    Трансформаторы по требованиям к приемке в эксплуатацию разделяют на три группы: мощностью до 630 кВ·А включительно, мощностью до 1,6 МВ·А и мощностью более 1,6 МВ·А.

    При приемке в эксплуатацию ТМ мощностью до 630 кВ·А включительно определяют условия включения в соответствии с указаниями завода - изготовителя, проводят фазировку, проверяют средства защиты трансформаторного масла и проводят его испытания, измеряют сопротивление изоляции обмоток, и толчком включают ТМ на номинальное напряжение. В процессе 3 - 5 кратного включения Т на номинальное напряжение (по 30 минут на каждое включение) не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное его состояние: усиливающийся гул, потрескивания, ясно слышимые разряды внутри бака, скользящие разряды по изоляторам и т. п.

    Фазировка заключается в том, чтобы у Т, присоединенных со стороны ВН к одной сети, найти со стороны НН фазы, не имеющие разности напряжений, то есть одноименные. После того, как такие фазы найдены, их попарно располагают друг против друга. Вольтметр, присоединенный к одноименным фазам, должен дать нулевое показание.

    На рис. 15 показана схема фазировки двух трансформаторов. В том случае когда фазируемые трансформаторы не имеют заземлен ных нейтралей, т. е. не имеют между собой электрической связи, фазируемые цепи необходимо предварительно соединить в какой-либо точ ке перемычкой а1 - а2 , иначе вольтметр показаний давать не будет. Очевидно, при фазировке трансформаторов, не имеющих заземленных нейтралей, достаточно получить два нулевых показания вольтметра. Фазировку трансформа торов с напряжением, превышающим 380 В, производят вольтметром через измерительные трансформаторы напряжения .


    Рис. 15. Схема фазировки силовых трансформаторов: а – с заземленными нейтралями; б – при соединении обмоток в треуголь ник; Тр1 – работающий трансформатор; Тр2 – фазируемый трансформатор; V – переносной вольтметр

    МЕСТО РИС. 15

    При приемке ТМ мощностью до 1,6 МВ·А включительно, кроме операций, перечисленных выше, измеряют сопротивление обмоток постоянному току, испытывают систему охлаждения (за исключением герметизированных ТМ и не имеющих расширителей) путем создания в баке и радиаторах избыточного давления. Включают такие ТМ также толчком на номинальное напряжение в порядке, указанном выше.
    При приемке ТМ мощностью более 1,6 МВ·А испытывают изоляцию ПНПЧ, проверяют коэффициент трансформации, группу соединений обмоток, работу переключающего устройства системы РПН (если оно имеется), измеряют потери холостого хода и напряжение короткого замыкания, испытывают вводы и встроенные трансформаторы тока. Включают их также толчком на номинальное напряжение.

    Сухие и заполненные негорючим жидким диэлектриком Т испытывают по программе МТ мощностью более 1,6 МВ·А, за исключением системы охлаждения, испытаний жидкости, вводов и встроенных трансформаторов тока.

    Для МТ напряжением 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А сопротивление изоляции обмоток не должно быть ниже следующих значений:

    Температура обмотки, Тобм, О С 10 20 30 40 50 60 70

    R60 , МОм 450 300 200 130 90 60 40

    Сопротивление изоляции сухих Т, МОм, при температуре 20 - 30 О С должно быть для обмоток с номинальным напряжением:

    При приемке Т приемочная комиссия проверяет соответствие монтажа проекту, техническую документацию, протоколы испытаний трансформаторного масла и других измерений - сопротивления изоляции и других характеристик, а также техническое состояние МТ:

    Результатом работы приемочной комиссии является акт, в котором указывается готовность Т к эксплуатации.

    В процессе эксплуатации Т производят их осмотры без отключения:

    В зависимости от местных условий и состояния Т указанные выше сроки могут быть изменены техническим руководителем (ОЗЭХ).

    Внеочередные осмотры Т производят:

    Текущие ремонты Т производят по мере необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает технический руководитель Потребителя. Капитальные ремонты Т напряжением до 110 кВ и мощностью 125 МВ·А проводят не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию, а остальных Т - в зависимости от их состояния и результатов технической диагностики.

    Для масляных и сухих Т и Т с жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значения и длительности которых регламентируют инструкции заводов - изготовителей. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка Т сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей узки нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

    Масляные трансформаторы:

    перегрузка по току, % 30 45 60 75 100

    длительность перегрузки, мин 120 80 45 20 10

    Сухие трансформаторы:

    перегрузка по току % 20 30 40 50 60

    длительность перегрузки, мин 60 45 32 18 5

    При эксплуатации Т соблюдают несколько общих для их любой мощности правил, а именно:

    • при срабатывании газовой защиты (при мощности Т 2500 кВ·А и выше) МТ должен быть немедленно отключен, произведен его осмотр и взят анализ газа на горючесть. Если газ не горючий, то включить трансформатор можно по разрешению ответственного за электрохозяйство без проверки причин срабатывания;
    • необходимо постоянно наблюдать за температурой верхних слоев масла. Допустимое ее значение зависит от системы охлаждения МТ. При номинальной нагрузке МТ допустимая температура масла должна быть:
    • при системе ДЦ ≤ 75 О С; при системе Д ≤ 95 О С; при системе Ц ≤ 70 О С.
    • все устройства принудительного дутья воздуха и масла должны включаться одновременно с включением трансформатора;
    • МТ разрешается включать на полную нагрузку при температуре окружающей среды не ниже – 25 О С. При более низкой температуре МТ должен быть предварительно прогрет;
    • система принудительной циркуляции масла в системе охлаждения должна работать непрерывно вне зависимости от нагрузки МТ;
    • МТ мощностью более 630 кВ·А должны быть снабжены забетонированными ямами с гравийным заполнением для аварийного выброса масла; этот гравий должен промываться не реже, чем 1 раз в год;
    • каждое предприятие, имеющее маслонаполненное электрическое оборудование, должно иметь запас этого масла в объеме не менее 110% самого крупного аппарата или МТ.

    Параллельная работа трансформаторов допускается при следующих условиях:

    • нагрузка каждой из обмоток не должна превышать номинального значеиия;
    • группы соединения обмоток Т, включаемых в параллельную работу, должны быть одинаковыми;
    • соотношение мощностей Т должно быть не более, чем 1 : 3;
    • коэффициенты трансформации не должны отличаться на ± 0,5 %;
    • напряжение короткого замыкания не должно отличаться на ± 10%;
    • трансформаторы должны быть сфазированы.

    Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами допускается изменять коэффициенты трансформации при условии, что ни одна из обмоток не будет перегружена.

    Трансформатор должен быть аварийно выведен из работы:

    • при сильном и непрерывном шуме и треске внутри бака;
    • при ненормальном и возрастающем нагреве;
    • при выбросе масла из расширителя или при разрыве диафрагмы выхлопной трубы.

    Испытания Т проводят при межремонтном обслуживании и при капитальных ремонтах. При этом производят измерение сопротивления изоляции обмоток относительно земли (корпуса) и сопротивления стержневых шпилек магнитной системы. Эти значения нормированы и зависят от температуры окружающей среды, их измеряют мегомметром на 2500В в течении 1 минуты.

    У МТ проводят испытания трансформаторного масла. Из трансформаторов напряжением 35 кВ включительно отборы масла для испытаний проводят:

    У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше испытание масла проводят не реже 1 раза в 2 года, а также при комплексных испытаниях МТ.

    Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.



    Охрана труда. Безопасность эксплуатации силовых трансформаторов класса напряжения 110/35 кВ



    1. Анализ опасных и вредных факторов при эксплуатации силовых трансформаторов класса напряжения 110/35 кВ
    1.1 Анализ опасных факторов
    Наличие напряжения является основным опасным фактором при эксплуатации силовых трансформаторов, так как существует опасность включения человека в электрическую цепь и поражения током.

    Поражение человека электрическим током возможно в следующих случаях:

    - прикосновение или приближение на опасное расстояние к токоведущим частям под напряжением без изоляции или с повреждённой изоляцией;

    - прикосновение к корпусу силового трансформатора, который оказался под напряжением вследствие нарушения изоляции;

    - попадание под шаговое напряжение при нахождении в зоне растекания тока замыкания на землю.

    Рассматриваемый опасный фактор оценивается током, протекающим через человека. Расчётные значения токов, протекающих через человека в шести случаях включения в электрическую цепь поданы в табл. 1.

    При проведении профилактических осмотров и ремонтов, а также во время текущей эксплуатации силового трансформатора (проверка уровня трансформаторного масла, его замена, протирка изоляторов, покраска) возникает опасность, связанная с нахождением работников на высоте (возможность травматизма при падении). Высота силовых трансформаторов класса напряжения 110 кВ составляет 5- 7 м .

    Таблица 1


    Расчетные значения токов, протекающих через человека при различных видах включения в электрическую цепь в сети напряжением 110 кВ

    Примечания к табл. 1:

    Uф = (110· Ö 3) В – фазное напряжение сети;

    Rч = 1000 Ом – сопротивление тела человека;

    Rэл.д = 2000 Ом – сопротивление электрической дуги;

    Rз = 0,5 Ом – сопротивление заземляющего устройства;

    Iз = 5200 А – ток замыкания на землю;

    α1 – коэффициент напряжения прикосновения, учитывающий расстояние человека к месту замыкания на землю и форму потенциальной кривой;

    β1 – коэффициент напряжения шага, учитывающий расстояние человека к месту замыкания на землю и форму потенциальной кривой.

    Электрическая дуга представляет собой разряд с большой плотностью тока. Опасность электрической дуги заключается в том, что с помощью нее человек может включаться в электрическую цепь дистанционно, не прикасаясь к токоведущим частям. При этом столб дуги имеет очень высокую температуру, что вызывает травмы при поражении дугой.
    1.2 Анализ вредных факторов
    Одним из вредных факторов при эксплуатации силовых трансформа- торов класса напряжения 110/35 кВ является повышенный шум, который вызывается неплотным стягиванием пакетов стальных сердечников.

    При длительной работе на открытом воздухе в холодный период года в условиях охлаждающих факторов окружающей среды: низкой температуры воздуха, большой скорости движения воздуха и его повышенной влажности может наступить переохлаждение организма и существует риск развития различных простудных заболеваний.

    Анализируя опасные и вредные факторы во время эксплуатации силового трансформатора можно сделать следующие вывод, что наибольшей опасностью для человека является поражение электрическим током. Сила и последствия такого поражения зависят от многих факторов: схемы включения человека в электрическую цепь, напряжения сети, режим ее нейтрали, степени изоляции токоведущих частей от земли, а также емкости токоведущих частей от земли. Таким образом, наиболее опасными является приближение (прикосновение) человека к сети напряжением 110 кВ. В сети напряжением 35 кВ опасность человека, который дотронулся к одному из фазных проводов при нормальном режиме работы сети, зависит от сопротивления проводов относительно земли: с увеличением сопротивления опасность уменьшается. При однофазном прикосновении к неповрежденной фазе в аварийном режиме напряжение прикосновения будет значительно больше фазного и несколько меньше линейного напряжения сети. Следовательно, это прикосновение во много раз опаснее, чем прикосновение к этой же фазе в нормальном режиме. Вместе с тем, очень опасным является двуфазное прикосновение, потому что к телу человека прикладывается наибольшее в данной сети напряжение - линейное, а ток, что проходит через человека, имеет наибольшее значение. Поэтому указанная опасность неоднозначна: в одном случае включение человека в электрическую цепь будет сопровождаться прохождением через него малого тока, а в другом – токи могут достигнуть больших значений, способных вызвать смертельное поражение человека.

    опасный вредный трансформатор напряжение




    2. Профилактические меры по нормализации условий труда при работе с силовыми трансформаторами класса напряжения 110/35 кВ
    2.1 Защитные меры от поражения электрическим током
    Первой защитной мерой является контроль изоляции. Объем

    измерений и испытаний изоляции силовых трансформаторов класса напряжения 110/35 кВ во время приемо-сдаточных испытаний и в период текущей эксплуатации включает: измерение сопротивления изоляции R60, определение коэффициента абсорбции R60/ R15, измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg δ [1.8.16, Л5].

    Оценка результатов измерения R60 и tg δ изоляции выполняется путем приведения измеренных после монтажа значений при конкретной температуре до значений при температуре заводских испытаний (после изготовления).

    Условия проведения и нормы измерений изоляции силовых трансформаторов класса напряжения 110 кВ поданы в табл. 2.

    Отдельно должны испытываться другие элементы трансформатора (масло, вводы).

    Таблица 2

    Наименование измерения

    Условия проведения

    Нормы измерения

    1. Измерение сопротивления изоляции R 60 , Ом

    Мегаомметром 2500 В при температуре 10-30 ˚С

    Приведенное значение R 60 изоляции должно быть не меньше 50% значения, указанного в паспорте трансформатора

    2. Измерение коэффициента абсорбции R 60 / R 15

    Мегаомметром 2500 В при температуре 10-30 ˚С


    Недоступность токоведущих частей открыто установленного силового трансформатора предусматривает наличие сетчатых или смешанных ограждений высотой 2 или 1,6 м над уровнем планировки. Высота над уровнем пола ограждения для трансформаторов, установленных внутри здания – 1,9 м . Сетки должны иметь отверстия размером не менее 10 Х 10 мм и не более 25 x 25 мм , а также приспособления для запирания их на замок.

    Методы ориентации в силовых трансформаторах:

    1. Надписи на лицевой стороне трансформатора: марка трансформатора и диспетчерский номер.

    3. Соответственное размещение и покраска фаз: L1 – верхняя – желтая; L1 – средняя – зеленая; L3 – нижняя – красная.
    Таблица 3

    Нормы комплектации силовых трансформаторов класса напряжения 110 кВ средствами защиты


    Наименование средства защиты

    Напряжение электроустановки , кВ

    Тип средства защиты

    Количество

    Основные

    Изолирующая штанга

    110


    Роль защитного заземления в силовом трансформаторе класса напряжения 110/35 кВ – превращение замыкания на корпус на короткое замыкание. При этом срабатывает максимальная токовая защита, которая

    отключает аварийный участок.

    В силовых трансформаторах заземлению подлежит корпус [1.7.46, Л5]. Присоединение заземляющих защитных проводников к корпусу трансформатора выполняется сваркой или болтовым соединением [1.7.93, Л5].

    Расчет защитного заземления для комплектной трансформаторной подстанции напряжением 110/35/10 кВ выполнен в пункте 2.2 проэкта.

    Электрозащитные средства, которыми должны быть укомплектованы силовые трансформаторы класса напряжения 110 кВ указаны в табл. 3.
    2.2 Расчет защитного заземления на комплектной трансформаторной подстанции (КТП) напряжением 110/35/10 кВ
    На рис. 1 показан план КТП [§ 6-3, Л6]. В состав подстанции входят два трансформатора напряжением 110/35/10 кВ , открытые распределительные устройства (ОРУ) 110 и 35 кВ , комплектное распределительное устройство для наружной установки (КРУН) 10 кВ и здание общеподстанционного управления (ОПУ).

    Расчет защитного заземления будем проводить методом наведенных потенциалов для двухслойной структуры грунта.

    1. План размещения заземляемого оборудования – рис. 1. Территория подстанции занимает площадь S = 2217,6 м 2 .

    Рис. 1. План КТП 110/35/10 кВ
    2. Сведения о грунте. Рассчитывать заземлитель будем для двуслойного грунта с удельными сопротивлениями верхнего и нижнего слоев земли ρ1 = 200 Ом·м , ρ2 = 70 Ом·м . Мощность верхнего слоя грунта h = 2,5 м .

    Данные сведения выбраны произвольно.

    3. Сведения о естественных заземлителях. В качестве естественного заземлителя будет использоваться система трос-опоры двух подходящих к подстанции ЛЭП напряжением 110 кВ на металлических опорах с длиной пролета l = 250 м . Каждая линия имеет один стальной грозозащитный трос сечением s = 50 мм 2 [2.5.39, Л5].

    Сопротивление заземления опор воздушных линий для выбранного типа грунта не должно превышать 10 Ом [табл. 2.5.21, Л5]. Принимаем rоп = 10 Ом .

    4. Ток замыкания на землю в сети напряжением 110 кВ принимаем равным Iз = 5,2 кА [§ 5.4, Л7].

    5. Заземлитель будем выполнять из горизонтальных полосовых электродов и вертикальных стержневых электродов длиной lв = 5 м . Глубина заложения электродов в землю t = 0,7 м [1.7.51, Л5].

    Сопротивление естественного заземления:

    Заземляющее устройство подстанции должно иметь сопротивление Rз не более 0,5 Ом согласно [1.7.51, Л5]. Исходя из этого требуемое сопротивление исскуственного заземлителя:

    Составляем схему заземлителя и наносим ее на план подстанции, приняв контурный тип заземлителя, т.е. в виде сетки из горизонтальных полосовых и вертикальных стержневых (длиной lв = 5 м ) электродов. Вертикальные электроды размещаем по периметру заземлителя (рис. 5.2). При составлении схемы заземлителя руководствуемся [1.7.51, Л5].

    Рис. 2. Схема заземлителя
    Примечание к рис. 2: расстояния между оборудованием (фундамен-том оборудования) к ближайшим горизонтальным электродам 0,8 м .

    По рис. 2 определяем суммарную длину горизонтальных электродов:
    Lг = [6·67,2 + 1·(67,2 – 11,4 – 1,6) + 1·(5,2 + 5,5 + 5,2) + 2·(5,2 + 5,2) + + 1·(5,2 + 6 + 5,2) + 2·(5,2 + 12,8 + 5,2) + 2·(5,2 + 6 + 5,2) + 1·(5,2 + 6 + 24,4) + + 1·(67,2 – 6 – 1,6)] + [7·33 + 9·(5,5 + 5,5) + 4·(33 – 9,2 – 1,6) + 2·(3,5 + 4,4 + 5,5) + 2·4,4 + 2·(7,5 + 7,5) + 4·(7,5 + 4,3) = 684,9 + 531,6 = 1216,5 (м).
    Количество вертикальных электродов: nв = 43 шт.

    Суммарная длина вертикальных электродов:

    Относительная глубина погружения в землю вертикальных электродов:

    Относительная длина вертикальных электродов:

    Для определения эквивалентного удельного сопротивления грунта ρэ определяем значения ρ1 / ρ2 и k :

    Эквивалентное удельное сопротивление грунта:

    Для определения расчетного сопротивления искусственного заземлителя Rи находим коэффициент А :

    Сопротивление искусственного заземлителя:

    Сопротивление заземления подстанции:

    Напряжение на заземлителе при стекании с него тока замыкания на землю:



    Сопротивление заземляющего устройства подстанции и напряжение на заземлителе при стекании с него тока замыкания на землю не превышают допустимых значений: Rз ; Uз .
    2.3 Защитные меры от других опасных факторов
    При проведении работ на высоте необходимо использовать страховочный пояс. Все приспособления для подъема на высоту (лестницы, поручни) должны быть исправны, устойчивы и надежно закреплены.

    Для предотвращения поражения электрической дугой запрещается

    приближаться к токоведущим частям под напряжением на расстояние, меньшее допустимого (для электроустановок напряжением 110 кВ – 1 м ) [табл. 1, Л8].
    2.4 Защитные меры от вредных факторов
    При работе на холоде, с одной стороны, необходимо предупреждать сильное охлаждение организмов работающих, с другой – обеспечивать их быстрое согревание. Теплая одежда предупреждает чрезмерное охлаждение организма человека. Важным фактором является применение устройств местного обогрева (на постоянных рабочих местах) или организация периодических перерывов в работе с целью согревания в специальных теплых помещениях.

    Меры защиты от шума:

    1. Устранение неполадок в трансформаторе, которые создают шум.

    2. Использование индивидуальных средств защиты от шума: специальные наушники, вкладыши в ушную раковину, противошумные каски.




    3. Пожарная безопасность при эксплуатации силовых трансформаторов класса напряжения 110 кВ
    Перечень горючих веществ и материалов в силовом трансформаторе:

    - твердая изоляция обмоток.

    - короткие замыкания, которые возникают при повреждении изоляции; При этом проводники нагреваются надтоками и может загораться изоляция.

    - перегрузки трансформаторов вследствие неправильного выбора их мощности;

    - большие переходные сопротивления;

    - электрические дуги и искры;

    - нарушение правил эксплуатации силовых трансформаторов.

    Профилактические меры для предотвращения возникновения и распространения пожара в силовых трансформаторах класса напряжения 110/35 кВ .

    Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов с массой масла более 1 т в должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники.

    Расчет маслоприемника для трансформатора ТМН-6300/110-У1.

    Масса трансформаторного масла: mтр.м = 9,96 т = 9,96·10 3 кг .

    Обьем трансформаторного масла:
    Vтр.м = mтр.м / ρ = (9,96·10 3 )/(0,87·10 3 ) = 11,45 (м 3 ) ,
    где ρ = 0,87·10 3 кг/м 3 – плотность масла.

    Габариты трансформатора: длина – 5,8 м ; ширина – 4,2 м .

    Габариты маслоприемника должны выступать за габариты трансформа-тора не менее чем на 1 м при массе масла от 2 до 10 т согласно [4.2.70, Л5].

    Принимаем габариты маслоприемника: длина а = 6,8 м ; ширина в = 5,2 м .

    Обьем маслоприемника должен быть рассчитан на одновременный прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора [4.2.70, Л5].

    Обьем маслоприемника:
    Vм = Vтр.м = 11,45 (м 3 ).
    Глубина маслоприемника:
    h = Vм / (а·в) = 11,45 / (6,8·5,2) = 0,32 (м) .
    Принимаем глубину маслоприемника h =0,35 м .

    Уточняем объем маслоприемника:
    Vм = а·в·h = 6,8·5,2·0,35 = 12,38 (м) .
    На подстанциях с трансформаторами напряжением 110 кВ и выше единичной мощности 63 МВ·А и более следует предусматривать водопровод с питанием от существующей внешней сети.

    Фундаменты под маслонаполненными трансформаторами должны выполняться из несгораемых материалов.

    Трансформаторы наружной установки должны окрашиваться в светлые тона для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца.

    Тушение пожара в силовых трансформаторах.

    При аварии на трансформаторе с возникновением пожара он должен быть отключен от сети со всех сторон и заземлен. После снятия напряжения тушение пожара нужно проводить всеми средствами пожаротушения.

    При наличии на трансформаторе стационарной установки пожаротушения ее необходимо включить дистанционно (вручную), если она не включилась автоматически.

    При внутреннем повреждении трансформатора с выбросом масла через

    выхлопную трубу или через нижний разъем и возникновении пожара внутри трансформатора, необходимо вводить средства тушения пожара в середину трансформатора сквозь верхние люки и сквозь деформированный разъем.

    При возникновении пожара на трансформаторе сливать масло с трансформатора запрещается, так как это может привести к повреждению внутренних обмоток и вызвать трудности при дальнейшем тушении.




    Список литературы:
    1. Основы техники безопасности в электроустановках / Долин П.А. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 448 с.

    2. Охрана труда в электроустановках / Князевский Б.А. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 336 с.

    Читайте также: