2.                 отсутствие протекания масла и механических повреждений на трансформаторе и его узлах;

3.                 целость и исправность измерительных приборов (манометров в системе охлаждения, термосигнализаторов и термометров) маслоуказателей газовых реле, положение автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;

4.                 состояние фланцевых соединений маслопроводов системы охлаждения, бака и всех других узлов (вводов, термосифонных фильтров, устройств РПН);

5.                 исправность действия системы охлаждения и нагрев трансформатора по показаниям приборов;

6.                 уровень масла в расширителе бака и расширителях вводов;

7.                 давление масла в герметичных вводах;

8.                 отсутствие постороннего шума в трансформаторе.

Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора не должен быть ниже отметки указателя уровня, соответствующей температуре воздуха в данный момент. В работающем трансформаторе уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла.

Степень охлаждения масла у трансформатора с масляно-водяным охлаждением контролируют по разности температур масла на входе и выходе из охладителя. При номинальной нагрузке трансформатора разность температур должна быть не менее 10°С. В противном случае необходимо принять меры для форсировки охлаждения.

В помещениях, где находятся трансформаторы, проверяют состояние: дверей, запоров, оградительных сеток, окон, вентиляции, освещения и противопожарных средств.

5.5 ИЗОЛЯЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ЕЁ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Изоляцию обмоток трансформатора выполняют из кабельной бумаги в несколько слоев. Наличие масла в трансформаторе определяет высокое качество этой изоляции. Изоляция обмоток трансформатора в процессе эксплуатации теряет свою прочность под действием температуры. На износ изоляции и срок службы трансформатора оказывает большое влияние нагрузка трансформатора.

Контроль состояния изоляции. При текущих ремонтах необходимо контролировать состояние изоляции активной части и трансформаторного масла согласно нормам испытания электрооборудования.

Характеристики изоляции трансформатора должны быть занесены в его паспорт с указанием температур обмоток и масла, при которых проводили измерения. К ним относятся сопротивление изоляции обмоток, tgd - тангенс угла диэлектрических потерь, емкости обмоток относительно земли и по отношению, друг к другу, относительный прирост емкости при изменении частоты или длительности разряда и характеристики масла, измеренные перед вводом в эксплуатации, а также в процессе эксплуатации для каждого трансформатора. В качестве исходных данных для определения температуры обмотки используют данные измерения сопротивления обмотки высшего напряжения постоянному току на заводе или при монтаже.

Для предотвращения увлажнения изоляции и ухудшения качества масла в эксплуатации необходимо периодически заменять сорбент в воздухоосушителях, термосифонных и адсорбционных фильтрах, не допуская значительного увлажнения его, поддерживать в исправном состоянии азотную и пленочную защиту масла (при наличии последних).

Основным критерием допустимого состояния изоляции при эксплуатации является сравнение характеристик изоляции и масла, измеренных при эксплуатации, с величинами, измеренными перед включением трансформатора.

При оценке состояния трансформатора следует также учитывать возможное влияние изменения tgd масла на сопротивление изоляции обмоток, а при замене масла в трансформаторе (в случае большого значения tgd масла) влияние пропитки изоляции маслом с более высоким значением tgd масла.

5.6 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА

Состояние масла в трансформаторе характеризует состояние самого трансформатора, поэтому производят надзор за состоянием масла.

Трансформаторы мощностью 160 кВ·А и более, а также маслонаполненные вводы должны работать с постоянно включенной системой защиты масла от увлажнения и окисления (термосифонными или адсорбционными фильтрами и воздухоосушителями или с азотной пленочной или другой защитой) независимо от режима работы трансформатора.

При эксплуатации трансформатора под влиянием температуры и воздействия кислорода воздуха трансформаторное масло теряет свои первоначальные свойства. Происходит полимеризация масла, т.е. явления старения и окисления масла. Старение масла сопровождается выпадением шлама, который заполняет каналы между витками слоями обмоток, служащие для циркуляции и охлаждения масла.

Трансформаторное масло в условиях эксплуатации должно обладать следующими показателями:

1.                 плотность масла должна быть 0,896;

2.                 вязкость масла при температуре 50 °С должна быть равна 1,9 по Энглеру;

3.                 температура вспышки масла должна быть 140 °С;

4.                 температура застывания масла, зависящая от марки масла, должна указываться в заводской документации на трансформатор;

5.                 механические примеси в масле должны отсутствовать;

6.                 появление зольности (шламов) свидетельствует о старении масла;

7.                 органические низкомолекулярные кислоты, вредно влияющие на бумажную изоляцию, в эксплуатации не должны превышать 0,4%;

8.                 электрическая прочность масла должна соответствовать норме. Масло трансформатора, служащее теплопередающей средой, одновременно должно обеспечивать надежную изоляцию обмоток и выводов трансформатора.

По мере старения масла его плотность, вязкость и температура застывания увеличиваются, а электрическая прочность уменьшается.

В трансформаторах под влиянием кислорода воздуха образуются, продуты окисления масла, нужно непрерывно удалять из масла продукты его старения. С этой целью проводят непрерывную автоматическую регенерацию масла, которая заключается в циркуляции масла через термосифонные фильтры, заполненные адсорбентом (силикагель), обладающий способностью поглощать из масла продукты его старения и воду. При старении адсорбента производят замену силикагеля.

При понижении в эксплуатации электрической прочности (пробивного напряжения) масла и повышении tg d (по сравнению с установленными нормами), обнаружении в нем механических примесей, шлама и влаги масло в трансформаторах напряжением до 110 кВ можно очищать без снятия напряжения с трансформаторов, но с принятием мер по предотвращению попадания воздуха в бак трансформатора. Если масло в трансформаторе имеет повышенное значение tgd, то необходимо принять меры по восстановлению диэлектрических свойств масла:

1)                 заменой силикагеля в адсорбных фильтрах;

2)                 обработкой масла вакуумным сепаратором (если причиной повышенного значения tgd являются растворенные в масле лаки);

3)                 обработкой масла гранулированным сорбентом и с помощью фильтра тонкой очистки или промывкой его конденсатом.

5.7 ИЗМЕРЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Сопротивлением заземляющего устройства называется сумма сопротивления заземлителя относительно земли и сопротивления заземляющих проводников.

Сопротивление заземлителя определяется как отношение напряжения заземлителя – земля к току, проходящему через заземлитель в землю. Сопротивление заземлителя зависит от удельного сопротивления грунта, в котором заземлитель находится, типа, размеров и расположения элементов, из которых заземлитель выполнен, количества и взаимного расположения заземлителей.

В различные периоды года, вследствие изменения влажности температуры грунта, сопротивление заземлителей может изменяться в несколько раз. Наибольшее сопротивление имеют заземлители зимой при промерзании грунта и в засушлевое время при его высыхании.

Измерение сопротивления заземлителей должно производиться в периоды наименьшей проводимости грунта. Если измерения производились при другом состоянии грунта, например на вновь вводимых в эксплуатацию объектах, следует вводить рекомендованные ВЭИ поправочные коэффициенты учитывают состояние грунта в момент производства измерения, а также количество осадков, выпавшее в предшествующее измерению временя. (см. табл.) Повышающие коэффициенты даны для применения в средней полосе России.

Таблица5.1. Повышающий коэффициент к величине измеренного сопротивления заземлителя.

К1-применяется при влажном грунте, когда измерения предшествовало большое количество осадков.

К2 -применяется при грунте средней влажности, когда времени измерения предшествовало небольшое количество осадков.

К3-применяется при сухом грунте, когда времени измерения предшествовало выпадение незначительного количества осадков.

Для заземлителей, находящихся во время измерения в промёрзшем грунте или ниже глубины промерзания введение повышающего коэффициента не требуется. При измерении сопротивления заземляющего устройства, связанного с естественными заземлителями, введение повышающего коэффициента на требуется.

Существует несколько способов измерения сопротивления заземлителей, при каждом способе создаётся искусственная нагрузочная цепь через испытуемый заземлитель. Для этого на котором расстоянии от него сооружается вспомогательный заземлитель. Испытуемый и вспомогательный заземлители присоединяются к источнику питания, и через землю пропускается нагрузочный ток. Для измерения падения напряжения в заземлителе в зоне нулевого потенциала забивается потенциальный электрод, называемый зондом. Вспомогательные электроды должны располагаться на определённом расстоянии от испытуемого заземлителя и между собой. В качестве вспомогательного заземлителя и зонда применяются стальные, не окрашенные электроды диаметром 10-20 мм длиной 800-1000 мм. Один конец электрода заострён, на противоположном конце должен быть барашек для присоединения провода. Электроды забиваются в грунт на глубину не менее 0,5 м. Место забивки электродов должно быть выбрано с учётом прохождения кабельных трасс. Перед тем как забивать электроды в землю следует зачистить от ржавчины место соединения с проводником электрической схемы измерения.

Rх - испытуемый заземлитель. П,Т – вспомогательные заземлители .П – потенциальный электрод Т – токовый электрод.

Минимальные расстояния между испытуемыми и вспомогательными заземлителями для случая одиночного заземлителя или сосредоточенного очага.

П – потенциальный электрод. Т – токовый электрод. Чзп- расстояние от заземлителя до потенциального электрода. Чзm- расстояние от заземлителя до токового электрода.

Rх- испытуемый заземлитель Ч mп- расстояние между токовым и потенциальным электродом.

D- наибольшая диагональ сложного заземлителя.

80м<(Чзп=0,5Чзm)<1,5D 80м<(Чзm=Чзп=2Чmп)=2D

Расстояние между испытуемым заземлителем и вспомагательными заземлителями для сложных заземлителей. Вспомогательные электроды забивать в землю прямыми ударами, не расшатывая их, чтобы не увеличилось переходное сопротивление между электродом и землёй. Забивать вспомогательные электроды следует в твёрдый, естественный грунт, в отдалённых от возможных проводящих предметов, находящихся в земле(кабели с металлической оболочкой, водопроводные и другие трубы),так как они существенным образом влияют на характер растекания тока в земле.

При большом удельном сопротивлении грунта, места забивки вспомогательных электродов, для уменьшения сопротивления, увлажняется водой, раствором соли, либо кислоты. Для вспомогательных заземлителей могут быть использованы металлические предметы, зарытые в землю ( стальные косынки опор, обрезки труб, одиночные заземлители ) при условии, если последние не связаны с испытуемым заземлителем и находятся от него на требуемом расстоянии. Для сборки схемы применяют провода ПРГ, ПВГ с наконечниками для присоединения приборов и струбцинами для присоединения к испытуемому заземлителю. Провода между заземлителями и приборами прокладываются непосредственно по земле. Для избежания полиризации, влияющий на результаты замеров, измерение производится на переменном токе.

5.8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПЕТЛИ ФАЗА-НОЛЬ

Периодически и перед сдачей в эксплуатацию объектов, питающихся от сетей с заземлённой нейтралью, производится проверка соответствия заземляющих устройств требованиям ПУЭ в отношении обеспечения отключения аварийного участка.

Надёжное отключение повреждённого участка считается обеспеченным, если ток однофазного замыкания на корпус или нулевой провод Iз отвечает условию: Iз>Iн

Iн- номинальный ток плавкой вставки или ток уставки расцепителя автоматического выключателя.

К- коэффициент, соответствующий требованиям ПУЭ, в зависимости от вида защиты.

Определение тока Iз может быть произведено следующими способами:

а) определением полного сопротивления цепи однофазного замыкания на корпус или нулевой провод с последующим вычислением тока Iз.

б) устройством однофазного короткого замыкания на корпус или нулевой провод при полном напряжении сети.

При применении первого способа производится измерение полного сопротивления петли фазный провод и нулевой провод с последующим сложением с полным расчётным сопротивлением фазы трансформатора.

Недостатком первого способа оценки петли фаза-ноль является наличие неизбежных ошибок в определении токов короткого замыкания. Полное сопротивление проводников в значительной степени зависит от величины протикающего тока. Поэтому сопротивление петли, измеренное при значениях тока 15-30 А, существенно отличается от того сопротивления, которое существует при протекании фактических токов к.з., а следовательно и определяет их величину.

Наиболее точно ток однофазного к.з. на корпус или нулевой провод можно определить, применяя второй способ. Однако, следует учесть, что при замыканиях на корпус или полном напряжении в случае неисправности или большого сопротивления сети заземления на корпусах испытуемого оборудования могут возникать напряжения опасной величины.

Полное сопротивление петли фаза-ноль Z состоит из активной и реактивной слагающих сопротивлений, входящих в неё элементов: фазы питающего трансформатора, цепи образованной фазными и нулевыми проводами, коммутационных аппаратов, входящих в эту цепь и из переходного сопротивления в месте замыкания. Учёт сопротивления всех элементов при проектировании и расчёте весьма затруднителен. Измерения более просты по выполнению и обеспечивают необходимую точность.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19