Трансформаторы напряжения 6, 10, 35 кВ

Общая часть:

1. Трансформатор напряжения служит для повышения низкого напряжения, подаваемого в установках переменного тока на измерительные приборы и реле защиты и автоматики.

2. Трансформатор напряжения изолирует (отделяет) измерительные приборы и реле от высокого напряжения, благодаря чему обеспечивается безопасность их обслуживания.

3. От работы трансформаторов напряжения зависит точность электрических измерений и учета электроэнергии, а также надежность действия релейной защиты и противоаварийной автоматики.

4. Трансформатор напряжения по принципу выполнения ничем не отличается от силового понижающего трансформатора. Он состоит из магнитопровода, набранного из пластин листовой электротехнической меди, первичной обмотки и одной или двух вторичных обмоток.

5. Трансформаторы напряжения с двумя вторичными обмотками предназначены не только для питания измерительных приборов и реле, но и для работы в устройстве сигнализации замыканий на землю в сети с изолированной нейтралью или защиты от замыканий на землю в сети с заземленной нейтралью.

6. Дополнительные вторичные обмотки соединены по схеме разомкнутого треугольника. На выходе разомкнутого треугольника имеется ничтожно малое напряжение небаланса, не превышающее 2-3% номинального напряжения. Напряжение, обеспечивающее срабатывание реле, подключенного к цепи разомкнутого треугольника, возникает только при замыканиях на землю со стороны первичной обмотки трансформатора напряжения. Это напряжение имеет наибольшее значение при однофазном замыкании на землю.

7. Для классификации типа трансформаторов напряжения принята система условных обозначений: Н - трансформатор напряжения; 0 - однофазный; Т - трехфазный; С - изоляция сухая, М - масляная, Л - литая эпоксидная; З - перед обозначением типа трансформатора указывает на то, что конец обмотки ВН заземляется; К - каскадный в серии НКФ; И - с обмоткой для контроля изоляции сети; первая цифра - номинальное напряжение; вторая цифра - климатическое исполнение и категория размещения.

8. У трансформаторов напряжения 6 кВ и выше изоляция масляная (магнитопровод погружен в трансформаторное масло).

ОСНОВЫЕ ВИДЫ НЕИСПРАВНОСТЕЙ, ПРИЧИНЫ ИХ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И СПОСОБЫ УСТРАНЕНИЯ НЕИСПРАВНОСТЕЙ ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДЫВАНИЯ

Силовые трансформаторы

Неисправности и аварии трансформаторов:

1. Неисправности трансформаторов.

Неисправности выявляются во время работы трансформаторов, действием предупредительной сигнализации, по измерительным приборам, а также по результатам физико-химического анализа масла из бака трансформатора и контактора, по результатам хроматографического анализа растворенных в масле газов и профилактических испытаний.

2. Для устранения более серьезных дефектов: сильный и неравномерный шум, потрескивание внутри трансформатора; работа газовой защиты на сигнал; неравномерное, постоянно увеличивающееся нагревание трансформатора во время нормальной работы системы охлаждения и нагрузки не выше номинальной; появление трещин и сколов фарфора на вводах трансформатора, а также ползущих разрядов и следов перекрытия; выбросы масла из бака через отсечные клапаны или выхлопную трубу; повреждение мембран на выхлопных трубах и т.д. ; течи масла; наличие в масле взвешенного угля, воды, механических примесей, кислая реакция масла, снижение уровня пробивного напряжения, снижение температуры вспышки масла больше, чем на 5°С предыдущего результата испытаний; резкое изменение цвета масла, увеличение общего газосодержания в масле и др. необходимо отключать трансформатор.

3. При повышении температуры масла трансформатора с системой охлаждения "Д" сверх 95°С необходимо ввести резервные двигатели обдува, проверить нагрузку трансформатора и соответствие температуры масла этой нагрузке с учетом температуры окружающей среды; сверить показания термосигнализаторов.

4. Трансформаторы с дутьевым охлаждением масла (Д) при аварийном отключении всех вентиляторов дутья могут работать с номинальной нагрузкой в течении времени:

Таблица №7 – Допустимая продолжительность нагрузки при различной температуры наружного воздуха

Температура наружного воздуха, °С	-15	-10
Допустимая продолжительность нагрузки, час

5. При осмотре трансформатора не выявлено никаких признаков повреждения, поэтому необходимо проверить наличие наела в расширителе, целостность мембраны выхлопной трубы, через смотровое стекло определить наличие газа в реле, отобрать пробу газа с реле для химического анализа и проверки его на горючесть и пробы масла с бака трансформатора на хроманализ.

Ремонты:

Текущий ремонт трансформаторов с устройствами РПН производится один раз в год.

Текущий ремонт выполняется в следующем объеме; чистка трансформаторов, вводов, бака от пыли и масла; осмотр вводов, газового реле, встроенных трансформаторов тока, крышки баков контакторов устройств РПН, маслоуказатеяей, внешних токоведущих контактных соединений и т.п.; устранить неисправности, выявленные в процессе осмотра и эксплуатация. Проверить работу отсечного клапана, стрелочных маслоуказателей и других приборов, руководствуясь инструкциями по их эксплуатации. Проверить состояние аппаратуры, установленной в шкафах ШД, привод РПН, проверить схемы управления системой охлаждения Д и устройством РПН.

Проверить уровни масла в расширителях бака трансформатора РПН, во вводах.

Отобрать пробы масла из бака трансформатора и бака контактора.

Произвести электрические испытания трансформаторов, вводов и др.

Проверить состояние верхних уплотнений высоковольтных вводов с учетом тяжения проводов.

Капитальный ремонт трансформаторов выполняется в зависимости от результатов испытаний и их состояния.

Масляные выключатели

Ремонты:

1. Масляные выключатели типа У-110-8 производится текущий, капитальный и внеочередные ремонты.

2. Текущие ремонты производятся один раз в год.

3. Капитальные ремонты производятся один раз в 6 лет.

4. Протирка изоляции выключателей, находящихся на подстанциях, расположенных в зонах повышенного загрязнения производится два раза в год.

5. Цель капитального ремонта – это полное восстановление отключающей способности выключателя.

6. Перечень работ, выполняемых при капитальном ремонте:

6.1. Замер переходного сопротивления контура и сопоставление с нормами.

6.2. Отбор проб масла из баков и вводов выключателя для определения характеристик масла.

6.3. Демонтаж камер гашения и шунтирующих сопротивлений.

6.4. Регулировка выключателя.

6.5. Чистка маслоуказательного стекла.

6.6 Протирка стенок бака, камер гашения, шунтирующих сопротивлений, штанги с траверсой чистым сухим маслом и удаление масла.

6.7. Закачка масла и испытание выключателя.

6.8 Отбор проб масла на химанализ и тангенс угла потерь производится из баков выключателя и всех вводов согласно требованиям инструкции по отбору проб масла для определения состояния масла до начала ремонта.

6.9. Полный ход контактов должен быть 150 мм, ход в контактах 10±1 мм, допускается неодновременность замыкания контактов 1 мм.

6.10. Необходимо проверить расстояние между фарфоровой покрышкой нижней части ввода и верхним листом внутрибаковой изоляции. Зазор должен быть в пределах 20-30 мм.

6.11. При текущем ремонте производится детальный осмотр и очистка частей выключателя без вскрытия люков. Производится тщательный осмотр поверхности фарфоровых вводов, их уплотнений. На фарфоре маслонаполненных вводов не должно быть сколов, трещин, загрязнений.

6.12. Производится испытание выключателя многократными включениями и отключениями при нормальном и пониженном напряжении оперативного тока.

Разъединители

Текущие и капитальные ремонты:

1. Текущие ремонты разъединителей проводятся один раз в год, осмотры разъединителей не менее двух раз в год, весной и осенью. Осмотры разъединителей необходимо производить также после тяжелых коротких замыканий и после отключения токов холостого хода трансформаторов.

2. При текущем ремонте разъединителей необходимо:

2.1. Проверить армировку нижних и верхних фланцев изоляторов и при необходимости прокрасить масляной краской;

2.2. Осмотреть фарфоровые изоляторы, особенно опорно-стержневые и в случае обнаружения трещин изоляторы заменить;

2.3. Для обнаружения трещин фарфора опорно-стержневых изоляторов в зависимости от цвета изоляторов применяются порошки сухого молотого мела (зубного порошка) или синьки. Для белых изоляторов используется синька, для темных - мел;

2.4. Технология определения наличия трещин фарфора опорно-стержневых изоляторов следующая: каждый изолятор сверху донизу протирается тряпкой от пыли и грязи, затем на другую тряпку, желательно ворсистую, как флонель, насыпается сухой мел или синька и протирается изолятор. При наличии трещины, порошок попадает в нее и тем самым резко обозначает на фоне цвета фарфора трещину, изолятор имеющий трещину подлежит немедленной замене, а не имеющий трещин - протирке;

2.5. Проверить контактное давление главных и заземляющих ножей и при необходимости произвести регулировку;

2.6. Добиться легкого и не требующего приложения чрезмерных усилий управления разъединителем, что достигается правильной регулировкой всех сочленений разъединителя и привода, контактных частей смазки всех трущихся частей - валов, колонок, осей и т.д.;

2.7. Проверить наличие термоиндикаторов на контактных поверхностях разъединителя;

2.8. Произвести несколько операций включения и отключения разъединителя.