Включение трансформатора в работу после ремонта

Перед включением трансформатора в работу производится проверка действия газового реле, реле уровня масла и термосигнализатора. Действие термосигнализатора проверяется переводом вручную стрелок – уставок min и max t °C c контролем действия на выходных реле защиты. Действие реле уровня масла проверяется в процессе доливки масла трансформатора. При уровне масла ниже min отметки в расширителе контакты замкнуты. Действие газового реле проверяется прокачиванием через штуцер реле воздуха автомобильным насосом. При этом верхний поплавок газового реле должен срабатывать при плавном нагнетании воздуха в корпус реле и снижении уровня масла в реле. Нижний поплавок должен срабатывать при интенсивной прокачке воздуха, но автомобильным насосом этого сделать не удается. Тогда перекрывают кран расширителя, закачивают воздух под крышку трансформатора и быстро открывают кран. Бурное прохождение воздушного пузыря из бака в расширитель вызовет срабатывание защиты.

При подготовке к сдаче в эксплуатацию необходимо восстановить окраску бака трансформатора в тех местах, где она была нарушена.

До включения в сеть трансформатора представителями эксплуатирующей организации и Госэнергонадзора должна быть представлена в полном объеме техническая документация. Непосредственно перед включением трансформатор подвергается наружному осмотру и выполняются следующие операции:

1) контроль уровня масла в расширителях и вводах;

2) оценка состояния изоляторов;

3) контроль правильного положения кранов, радиаторов и переключателя напряжения;

4) проверка отсутствия посторонних предметов на крышке трансформатора и ошиновке;

5) контроль отсутствия закороток на вводах и ошиновке;

6) проверка действия всех цепей управления защиты и сигнализации.

Все защиты трансформатора устанавливают с Dt = 0 c, а величина тока уставки срабатывания защиты устанавливается больше броска тока намагничивания.

Перед пробным включением трансформатора под напряжение необходимо переключить сигнальные контакты газового реле на отключение масляного выключателя, а также вывести из работы АПВ трансформатора.

Включение трансформатора в сеть производится толчком, без предварительного его подогрева независимо от времени года и
t °C трансформатора, но не раньше чем через 12 ч после доливки масла. После включения трансформатор оставляют под напряжением в течение 30–40 мин, наблюдают за ним и прослушивают его работу. При нормальной работе должен быть слышен равномерный гудящий звук без потрескиваний, резкого гудения и местного шума. Наличие последних указывает на неисправности внутри трансформатора. При появлении подозрительного шума или каких-либо других признаков ненормальной работы трансформатор должен быть отключен.

В случае автоматического отключения трансформатора под действием защит от внутренних повреждений включение его в работу может быть произведено только после осмотра, выяснения причин отключения и устранения неисправностей. При расследовании причин отключения трансформатора защитой производятся:

1) повторный осмотр;

2) испытание и проверка трансформатора:

а) проверка сопротивления изоляции;

б) определение коэффициента трансформации;

в) определение сопротивления обмоток постоянному току;

г) анализ трансформаторного масла;

д) проверка газового реле.

В случае выделения газа его необходимо отобрать из газового реле и определить химический состав.

При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатора его следует отключить, восстановить проектные уставки МТЗ, переключить сигнальный контакт газового реле на сигнал, ввести в работу АПВ и несколько раз произвести включение и отключение трансформатора толчком для проверки отстройки защиты от броска тока намагничивания. При удовлетворительных результатах трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.

Воз­можность включения трансформаторов без сушки, а также необходимость сушки определяются техническими условия­ми, изложенными в инструкции по контролю состояния изоляции трансформаторов перед вводом их в эксплуата­цию. При незначительном (поверхност­ном) увлажнении изоляции должна производиться конт­рольная подсушка трансформаторов. Для трансформаторов напряжением 110 кВ вместо контрольной подсушки допуска­ется контрольный прогрев в масле без ваку­ума до температуры верхних слоев масла, превышающей высшую температуру, указанную в паспорте трансформа­тора: на 5°С – при прогреве методом короткого замыка­ния или постоянным током и на 15 °С – при прогреве ин­дукционным методом или циркуляцией масла через электронагреватели. Замер температуры должен производиться термометрами сопротивления, установленными в верхних слоях масла. Длительность прогрева при темпе­ратурах 5–15 °С должна составлять не менее 36 ч для трансфор­маторов 110 кВ мощностью менее 80 MBA; 54 ч для транс­форматоров 110 кВ мощностью 80 MBА и более. Если после контрольного прогрева характеристики изоляции не соответствуют предельным нормам, то должна быть произведена контрольная сушка. Для трансформаторов первой группы мощностью до 1000 кВА и напряжением 35 кВ включитель­но с маслом и расширителем условия включения без суш­ки следующие:

а) уровень масла в расширителе находится в пределах отметок маслоуказателя;

б) в масле отсутствуют следы воды и пробивное на­пряжение его удовлетворяет нормам (табл. 1.2);

в) значения R60², Kабс = R60² /R15² ≥ 1, 3 (коэффициент абсорбции) должны удовлетворять нормам;

г) условия п. «а» не соблюдены, но обмотки трансфор­матора и переключатель покрыты маслом или же не выпол­нены условия п. «б», но в масле отсутствуют следы воды и пробивное напряжение масла снижено по сравнению с тре­буемым в п. «б» не более чем на 5 кВ, при этом дополни­тельно измеряется C2/C50 или tgδ обмоток в масле;

д) при ревизии трансформатора со сливом масла допол­нительно измеряется ∆ С/С активной части без масла. Зна­чения C2/C50, tgδ или ∆ С/С должны удовлетворять нормам.

Если C2/C50 не удовлетворяет нормам, измеряют tgδ обмоток; если tgδ обмоток не удовлетворяет нормам, измеряют tgδ масла, которым залит трансформатор. Если при этом tgδ масла превышает 0, 6 % при 20 °С, следу­ет принять меры, исключающие его влияние на tgδ обмо­ток трансформатора (заменить масло, снизить tgδ масла). Если снизить tgδ масла или заменить его невозможно, следует измерить ∆ С/С активной части трансформатора (без масла) или величину Сгор/Схол при контрольном про­греве в масле, которые должны удовлетворять нормам.

Трансформаторы второй группы мощностью 1600–6300 кВА, напряжением до 35 кВ включительно, транс­портируемые с маслом и расширителем, включают при соблюдении следующих условий:

а) трансформатор должен быть герметичным;

б) в масле не должно быть следов воды. Пробивное напряжение масла должно удовлетворять нормам (табл.1.2);

в) значения R60², Kабс = R60² /R15² ≥ 1, 3 и C2/C50, изме­ренные после окончания монтажа и заливки маслом, дол­жны удовлетворять нормам;

г) если указанные в п. «в» значения не удовлетворяют нормам, дополнительно измеряется значение tgδ обмоток в масле, которое должно соответствовать нормам, или tgδ не должен отличаться от данных заводского испытания, приведенных к температуре измерения на монтаже, более чем на 30 % в сторону ухудшения. Если tgδ не удовлетво­ряет нормам, а данные заводских измерений отсутствуют, производится измерение tgδ масла, которым залит транс­форматор. При этом если tgδ масла превышает 0, 6 %, то следует принять меры, исключающие его влияние на tgδ обмоток трансформатора (заменить масло, снизить tgδ масла);

д) если снизить tgδ масла или заменить его невозмож­но, следует измерить ∆ С/С активной части трансформато­ра (без масла) или Сгор/Схол при контрольном прогреве в масле, которые должны удовлетворять нормам.

Включение трансформаторов третьей группы без сушки мощностью 10 000 кВА и более напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемых с маслом, без расшири­теля, производится при следующих условиях:

а) трансформатор должен быть герметичным;

б) в масле не должно быть следов воды. Пробивное напряжение масла должно удовлетворять нормам;

в) значения ∆ С/С, измеренные в конце ревизии, дол­жны удовлетворять нормам. Кроме того, прира­щения значений ∆ С/С, измеренных в конце и начале ревизии и приведенных к одной температуре, не должны превы­шать требуемых;

г) значения R60², R60² /R15², C2/C50 и tgδ, измеренные после окончания монтажа и заливки маслом, должны удовлетворять нормам, не должны отличаться от данных заводских испытаний, приведенных к температуре изоля­ции при измерении этих характеристик на монтаже, более чем на 30 % в сторону ухудшения;

д) значения tgδ обмоток, измеренные после окончания монтажа и заливки маслом, должны удовлетворять требо­ваниям п. «г», если одно из указанных в п. «г» и «д» зна­чений не удовлетворяет нормам; дополнительно измеря­ются значения R60² и tgδ обмоток в масле при заводской температуре изоляции, которые не должны отличаться от данных заводских испытаний более чем на 30 % в сторону ухудшения.

Вопрос о допустимости включения без сушки трансфор­маторов четвертой группы напряжением 110 кВ выше и всех мощностей, транспортируемых с маслом и расшири­телем, должен решаться по результатам всех испытаний и проверок, а также с учетом условий, в которых они на­ходились до монтажа и во время монтажа. Сушка таких трансформаторов производится в одном из следующих случаев:

а) при обна­ружении следов воды на активной части или в баке трансформатора;

б) утрате голубого цвета индикаторным силикогелем;

в) хранении без масла при монтаже более 1 года про­тив 6 мес. по нормам;

г) продолжительности пребывания активной части на воздухе, более чем вдвое превышающей время, указанное в инструктивных материалах по монтажу;

д) нарушении характеристи­ки изоляции трансформаторов в результате контрольной сушки.

Согласно [3], допускается включение без суш­ки трансформаторов и при больших отступлениях по срав­нению с указанными выше показателями, если абсолютные значения этих показателей tgδ и C2/C50 не превышают нормативных.

Отношение R60² / R15² не нормируется, его необходимо учитывать при решении вопроса об отказе от сушки транс­форматоров. Обычно эти отношения для неувлажненных обмоток при температуре 10–30 °С равны: для обмоток до 35 кВ – не менее 1, 3; для обмоток 110 кВ и выше – 1, 5–2. Для увлажненных обмоток и обмоток, имеющих местные дефекты в изоляции, это отношение приближает­ся к 1.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: