Срок эксплуатации трансформатора напряжения

ПТЭЭП — Глава 2.1 Силовые трансформаторы и реакторы

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП), редакция 2003 г.

Электрооборудование и электроустановки общего назначения

СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И РЕАКТОРЫ

2.1.1. Установка трансформаторов и реакторов должна осуществляться в соответствии с правилами устройства электроустановок и нормами технологического проектирования подстанций.

Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию трансформаторов и реакторов должны выполняться в соответствии с руководящими документами (инструкциями) заводов-изготовителей.

2.1.2. При эксплуатации силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих масляных реакторов должна обеспечиваться их надежная работа. Нагрузки, уровень напряжения, температура, характеристики масла и параметры изоляции должны находиться в пределах установленных норм; устройства охлаждения, регулирования напряжения, защиты, маслохозяйство и другие элементы должны содержаться в исправном состоянии.

2.1.3. Трансформаторы (реакторы), оборудованные устройствами газовой защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка (съемная часть бака) имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %. При этом маслопровод к расширителю должен иметь уклон не менее2 %.

2.1.4. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора (реактора) должен находиться на отметке, соответствующей температуре масла трансформатора (реактора) в данный момент.

Обслуживающий персонал должен вести наблюдение за температурой верхних слоев масла по термосигнализаторам и термометрам, которыми оснащаются трансформаторы с расширителем, а также за показаниями мановакуумметров у герметичных трансформаторов, для которых при повышении давления в баке выше 50 кПа (0,5кгс/см2) нагрузка должна быть снижена.

2.1.5. Воздушная полость предохранительной трубы трансформатора (реактора) должна быть соединена с воздушной полостью расширителя.

Уровень мембраны предохранительной трубы должен быть выше уровня расширителя.

Мембрана выхлопной трубы при ее повреждении может быть заменена только на идентичную заводской.

2.1.6. Стационарные установки пожаротушения должны находиться в состоянии готовности к применению в аварийных ситуациях и подвергаться проверкам по утвержденному графику.

2.1.7. Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов (реакторов) должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.

При загрязнении гравийной засыпки (пылью, песком и т.д.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.

При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3 мм, появлении растительности или невозможности его промывки должна осуществляться замена гравия.

2.1.8. На баках трехфазных трансформаторов наружной установки должны быть указаны подстанционные номера. На группах однофазных трансформаторов и реакторов подстанционный номер указывается на средней фазе. На баки группы однофазных трансформаторов и реакторов наносится расцветка фаз.

Трансформаторы и реакторы наружной установки окрашиваются в светлые тона краской, устойчивой к атмосферным воздействиям и воздействию трансформаторного масла.

2.1.9. На дверях трансформаторных пунктов и камер с наружной и внутренней стороны должны быть указаны подстанционные номера трансформаторов, а также с наружной стороны должны быть предупреждающие знаки. Двери должны быть постоянно закрыты на замок.

2.1.10. Осмотр и техническое обслуживание высоко расположенных элементов трансформаторов и реакторов (более 3 м) должны выполняться со стационарных лестниц с перилами и площадками наверху с соблюдением правил безопасности.

2.1.11. Включение в сеть трансформатора (реактора) должно осуществляться толчком на полное напряжение. Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, могут включаться в работу вместе с генератором подъемом напряжения с нуля.

2.1.12. Для каждой электроустановки в зависимости от графика нагрузки с учетом надежности питания потребителей и минимума потерь должно определяться число одновременно работающих трансформаторов.

В распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно измерения нагрузок и напряжений трансформаторов производят в первый год эксплуатации не менее 2 раз в период максимальных и минимальных нагрузок, в дальнейшем — по необходимости.

2.1.13. Резервные трансформаторы должны содержаться в состоянии постоянной готовности к включению в работу.

2.1.14. Нейтрали обмоток напряжением 110 кВ трансформаторов и реакторов должны работать, как правило, в режиме глухого заземления. Иной режим работы нейтралей трансформаторов напряжением 110 кВ и способы их защиты устанавливает энергоснабжающая организация.

2.1.15. При автоматическом отключении трансформатора (реактора) действием защит от внутренних повреждений трансформатор (реактор) можно включать в работу только после осмотра, испытаний, анализа газа, масла и устранения выявленных дефектов (повреждений).

В случае отключения трансформатора (реактора) от защит, действие которых не связано с его внутренним повреждением, он может быть включен вновь без проверок.

2.1.16. При срабатывании газового реле на сигнал должен быть произведен наружный осмотр трансформатора (реактора) и отбор газа из реле для анализа и проверки на горючесть.

Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания трансформатор (реактор) должен быть разгружен и отключен в кратчайший срок.

Если газ в реле негорючий и признаки повреждения трансформатора отсутствуют, а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, он может быть включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора в этом случае устанавливает ответственный за электрохозяйство Потребителя. По результатам анализа газа из газового реле, анализа масла и других измерений и испытаний необходимо установить причину срабатывания газового реле на сигнал, определить техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.

2.1.17. Масло в расширителе трансформаторов (реакторов), а также в баке или расширителе устройства регулирования напряжения под нагрузкой (далее — РПН) должно быть защищено от соприкосновения с воздухом. У трансформаторов и реакторов, оборудованных специальными устройствами, предотвращающими увлажнение масла, эти устройства должны быть постоянно включены, независимо от режима работы трансформатора (реактора). Указанные устройства должны эксплуатироваться в соответствии с инструкцией заводов-изготовителей.

Трансформаторы мощностью 1000 кВА и более должны эксплуатироваться с системой непрерывной регенерации масла в термосифонных и адсорбных фильтрах.

Масло маслонаполненных вводов негерметичного исполнения должно быть защищено от окисления и увлажнения.

2.1.18. При необходимости отключения разъединителем (отделителем) тока холостого хода ненагруженного трансформатора, оборудованного устройством РПН, после снятия нагрузки на стороне Потребителя переключатель должен быть установлен в положение, соответствующее номинальному напряжению.

2.1.19. Допускается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) при условии, что ни одна из обмоток не будет нагружена током, превышающим допустимый ток для данной обмотки.

Параллельная работа трансформаторов разрешается при следующих условиях:

группы соединений обмоток одинаковы;

соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3;

коэффициенты трансформации отличаются не более чем на ± 0,5 %;

напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на ± 10 %;

произведена фазировка трансформаторов.

Для выравнивания нагрузки между параллельно работающими трансформаторами с различными напряжениями короткого замыкания допускается в небольших пределах изменение коэффициента трансформации путем переключения ответвлений при условии, что ни один из трансформаторов небудет перегружен.

2.1.20. Для масляных трансформаторов и трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускается продолжительная нагрузка любой обмотки током, превышающим на 5 % номинальный ток ответвления, если напряжение не превышает номинальное напряжение соответствующего ответвления. В автотрансформаторе ток в общей обмотке должен быть не выше наибольшего длительно допустимого тока этой обмотки.

Продолжительные допустимые нагрузки сухих трансформаторов устанавливаются в стандартах и технических условиях конкретных групп и типов трансформаторов.

Для масляных и сухих трансформаторов, а также трансформаторов с жидким негорючим диэлектриком допускаются систематические перегрузки, значение и длительность которых регламентируются инструкциями заводов-изготовителей.

2.1.21. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100

длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10

перегрузка по току, % 20 30 40 50 60

длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5

2.1.22. Допускается продолжительная работа трансформаторов (при нагрузке не выше номинальной мощности) при повышении напряжения на любом ответвлении любой обмотки на 10 % сверх номинального напряжения данного ответвления. При этом напряжение на любой из обмоток должно быть не выше наибольшего рабочего напряжения.

2.1.23. При номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла должна быть не выше (если заводами-изготовителями в заводских инструкциях не оговорены иные температуры): у трансформаторов с системой масляного охлаждения с дутьем и принудительной циркуляцией масла (далее — ДЦ) — 75 °С, с системами масляного охлаждения (далее — М) и масляного охлаждения с дутьем (далее — Д) — 95 °С; у трансформаторов с системой масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла через водоохладитель (далее — Ц) температура масла на входе в маслоохладитель должна быть не выше 70 °С.

2.1.24. На трансформаторах и реакторах с системами масляного охлаждения ДЦ, направленной циркуляцией масла в обмотках (далее — НДЦ), Ц, направленной циркуляцией масла в обмотках и принудительной — через водоохладитель (далее — НЦ) устройства охлаждения должны автоматически включаться (отключаться) одновременно с включением (отключением) трансформатора (реактора).

На номинальную нагрузку включение трансформаторов допускается:

с системами охлаждения М и Д — при любой отрицательной температуре воздуха;

с системами охлаждения ДЦ иЦ — при температуре окружающего воздуха не ниже минус 25 °С. При более низких температурах трансформатор должен быть предварительно прогрет включением на нагрузку до 0,5 номинальной без запуска системы циркуляции масла. Система циркуляции масла должна быть включена в работу только после увеличения температуры верхних слоев масла до минус 25 °С.

В аварийных условиях допускается включение трансформаторов на полную нагрузку независимо от температуры окружающего воздуха (трансформаторов с системами охлаждения НДЦ, НЦ — в соответствии с заводскими инструкциями).

2.1.25. Принудительная циркуляция масла в системах охлаждения должна быть непрерывной независимо от нагрузки трансформатора.

2.1.26. Количество включаемых и отключаемых охладителей основной и резервной систем охлаждения ДЦ(НДЦ), Ц (НЦ), условия работы трансформаторов с отключенным дутьем системы охлаждения Д определяются заводскими инструкциями.

2.1.27. Эксплуатация трансформаторов и реакторов с принудительной циркуляцией масла допускается лишь при включенной в работу системе сигнализации о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды и работы вентиляторов обдува охладителей.

2.1.28. При включении масловодяной системы охлаждения Ц и НЦ в первую очередь должен быть пущен маслонасос. Затем при температуре верхних слоев масла выше 15 °С включается водяной насос. Отключение водяного насоса производится при снижении температуры верхних слоев масла до 10°С, если иное не предусмотрено заводской документацией.

Давление масла в маслоохладителях должно превышать давление циркулирующей воды не менее чем на 10 кПа (0,1 кгс/см2) при минимальном уровне масла в расширителе трансформатора.

Должны быть предусмотрены меры для предотвращения замораживания маслоохладителей, насосов, водяных магистралей.

2.1.29. Для трансформаторов с системами охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов допускается работа с номинальной нагрузкой в зависимости от температуры окружающего воздуха в течение следующего времени:

Температура окружающего воздуха, °С -15 -10 0 +10 +20 +30

Допустимая длительность работы, ч 60 40 16 10 6 4

Для трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц допускается:

а) при прекращении искусственного охлаждения работа с номинальной нагрузкой в течение 10 мин. Или режим холостого хода в течение 30 мин.; если по истечении указанного времени температура верхних слоев масла не достигла 80 °С; для трансформаторов мощностью свыше 250 МВА допускается работа с номинальной нагрузкой до достижения указанной температуры, но не более 1 ч;

б) при полном или частичном отключении вентиляторов или прекращении циркуляции воды с сохранением циркуляции масла продолжительная работа со сниженной нагрузкой при температуре верхних слоев масла не выше 45 °С.

Требования настоящего пункта действительны, если в инструкциях заводов-изготовителей не оговорены иные.

Трансформаторы с направленной циркуляцией масла в обмотках (система охлаждения НЦ) эксплуатируются в соответствии с заводской инструкцией.

2.1.30. На трансформаторах с системой охлаждения Д электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при температуре масла 55 °С или токе, равном номинальному, независимо от температуры масла. Отключение электродвигателей вентиляторов производится при снижении температуры верхних слоев масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

2.1.31. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой должны быть в работе, как правило, в автоматическом режиме. Их работа должна контролироваться по показаниям счетчиков числа операций.

По решению ответственного за электрохозяйство Потребителя допускается дистанционное переключение РПН с пульта управления, если колебания напряжения в сети находятся в пределах, удовлетворяющих требования Потребителей. Переключения под напряжением вручную (с помощью рукоятки) не разрешаются.

Персонал Потребителя, обслуживающий трансформаторы, обязан поддерживать соответствие между напряжением сети и напряжением, устанавливаемым на регулировочном ответвлении.

2.1.32. Переключающие устройства РПН трансформаторов разрешается включать в работу при температуре верхних слоев масла выше -20 °С (для наружных резисторных устройств РПН) и выше -45 °С — для устройств РПН с токоограничивающими реакторами, а также для переключающих устройств с контактором, расположенным на опорном изоляторе вне бака трансформатора и оборудованным устройством искусственного подогрева. Эксплуатация устройств РПН должна быть организована в соответствии с заводской инструкцией.

2.1.33. На трансформаторах, оснащенных переключателями ответвлений обмоток без возбуждения (далее — ПБВ), правильность выбора коэффициента трансформации должна проверяться не менее 2 раз в год — перед наступлением зимнего максимума и летнего минимума нагрузки.

2.1.34. Осмотр трансформаторов (реакторов) без их отключения должен производиться в следующие сроки:

главных понижающих трансформаторов подстанций с постоянным дежурством персонала — 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала — 1 раз в месяц;

на трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в месяц.

В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов (реакторов) указанные сроки могут быть изменены техническим руководителем (ответственным за электрохозяйство) Потребителя.

Вне очередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся:

после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и д.р.);

при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой.

2.1.35. Текущие ремонты трансформаторов (реактивов) производятся по мере необходимости. Периодичность текущих ремонтов устанавливает технический руководитель Потребителя.

2.1.36. Капитальные ремонты (планово-предупредительные — по типовой номенклатуре работ) должны проводиться:

трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 125 МВА и более, а также реакторов- не позднее чем через 12 лет после ввода в эксплуатацию с учетом результатов диагностического контроля, в дальнейшем — по мере необходимости;

остальных трансформаторов — в зависимости от их состояния и результатов диагностического контроля.

2.1.37. Внеочередные ремонты трансформаторов (реакторов) должны выполняться, если дефект в каком-либо их элементе может привести к отказу. Решение о выводе трансформатора (реактора) в ремонт принимают руководитель Потребителя или ответственный за электрохозяйство.

2.1.38. Потребитель, имеющий на балансе маслонаполненное оборудование, должен хранить неснижаемый запас изоляционного масла не менее 110 % объема наиболее вместимого аппарата.

2.1.39. Испытание трансформаторов и реакторов и их элементов, находящихся в эксплуатации, должно производиться в соответствии с нормами испытания электрооборудования (Приложение 3) и заводскими инструкциями. Результаты испытаний оформляются актами или протоколами и хранятся вместе с документами на данное оборудование.

2.1.40. Периодичность отбора проб масла трансформаторов и реакторов напряжением 110 и 220 кВ для хроматографического анализа газов, растворенных в масле, должна соответствовать методическим указаниям по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле трансформаторного оборудования.

2.1.41. Трансформатор (реактор) должен быть аварийно выведен из работы при:

сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;

ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе устройств охлаждения;

выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;

течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.

Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.

2.1.42. На каждой трансформаторной подстанции (далее — ТП) 10/0,4 кВ, находящейся за территорией Потребителя, должно быть нанесено ее наименование, адрес и телефон владельца.

Источник



Особенности эксплуатации трансформаторов напряжения, технические и каталожные данные

Трансформаторы напряжения и тока (ТН и ТТ) – незаменимые приборы в электронике. Они могут усиливать сигнал, ослаблять его; их можно использовать в качестве различных датчиков; трансформатор (ТР) – стандартная гальваническая развязка. Чтобы устройство выполняло любую из этих функций, его нужно правильно эксплуатировать. Далее будет рассказано об эксплуатации трансформаторов напряжения всех типов, приведены их технические характеристики и особенности.

Общие технические сведения про трансформаторы напряжения

Трансформатор – устройство, состоящее из двух обмоток, между которыми передается энергия в виде магнитного потока, а также из сердечника, замыкающего на себе магнитные линии.

На сердечник воздействует переменное магнитное поле, которое создает внутри него вихревые токи. Вихревые токи создают потери в мощности. Если не было бы сердечника, то и токов бы не было, но именно сердечник позволяет делать мощные трансформаторы относительно компактных размеров.

Сердечник делают из материала с высокой магнитной проницаемостью и набирают из тонких листов, отделенных друг от друга слоем изоляции, для уменьшения влияния вихревых токов.

Технические характеристики трансформаторов напряжения

Показатели, которыми характеризуются любой ТР, это:

• напряжение в обеих обмотках;
• ток в обеих обмотках;
• коэффициент трансформации.

Каждый провод может пропускать через себя сигнал с ограниченными параметрами U и I, поэтому данные величины тоже указывают в параметрах. Коэффициент трансформации показывает, как меняется величина сигнала при переходе из первичной обмотки во вторичную.

Хотя в технической документации указываются такие данные, как:

1. Мощность.
2. Потери мощности в различных режимах работы.
3. Заявленные уровни напряжения.
4. Габариты, вес.
5. Схема соединения обмоток.
6. Группа соединения проводов.

По соотношению полной мощности и потерь можно судить о качестве устройства.

Подробно с расшифровкой схемам и групп соединения обмоток можно ознакомиться здесь.

Далее используемые обозначения:

• P – потери.
• S – полная мощность.

Силовые с естественным охлаждением

Силовые трехфазные сухие защищенные общего назначения

Сухие трансформаторы для электрических распределительных сетей

Силовые трехфазные с негорючим жидким наполнителем серии ТНЭЗ

Старые типы

Серии ТСЛ и ТСЗЛ

Трехфазные сухие

Трехфазные масляные

Напряжение до 35 кВ

Модернизированные с масляным диэлектриком

Для комплектных трансформаторных подстанций

Напряжение до 220 кВ

Подобные ТР применяют на электростанциях. Их могут использовать в качестве понижающих устройств. Например, снижать напряжение до 36 кВ и передавать его дальше по линии.

Двухобмоточные трехфазные мощностью 25 – 25000 кВА, напряжением 6 – 10 кВ

Без регулирования напряжения

Регулирование под нагрузкой

С переключением без возбуждения

С негорючим заполнением

Мощность до 63000 кВА, напряжение 35 кВ

Без регулирования напряжения

С переключением без возбуждения

Регулирование напряжения под нагрузкой

Двухобмоточные трехфазные мощностью до 125 000 кВА, напряжение 110 кВ

Масляные герметичные серии ТМГ

Трехобмоточные трехфазные с регулированием под нагрузкой

Описание, особенности и каталожные данные сухих трансформаторов

ТР относится к классу сухих, если его обмотки не погружаются в масло, а их охлаждение производится за счет воздуха.

Это самые простые и безопасные трансформаторы. В них не нужно регулярно менять масло (самая частая статья расходов при эксплуатации ТР).

Преимущества сухих ТР:

• безопасность эксплуатации (нет риска утечки масляной жидкости);
• простота монтажа и ремонта;
• простота эксплуатации;
• небольшой риск перегрузок (и только на короткий срок).

Стоит заметить, что сухие ТР экологически безопасные, так как в них не используются продукты нефтепереработки.

Это позволяет использовать их в общественных местах. Хотя и на промышленных предприятиях им нашли применение. Они могут быть как понижающими, так и повышающими.

Правда, масляное охлаждение намного эффективнее воздушного в плане скорости, поэтому сухие трансформаторы больше по размерам, чем их масляные аналоги из-за наличия больших воздушных зазоров между обмотками.

Низковольтные устройства охлаждаются естественным образом, в то время как в высоковольтных ТР с мощностью до 10 кВ*А применяется принудительное охлаждение.

С открытыми обмотками (ООО “Электрофизика”)

Трансформаторы производства данной компании превосходят аналоги других фирм по таким параметрам, как:

• уровни перегрузки;
• уровни изоляции;
• климатические условия использования;
• экологичность.

В модельном ряду компании есть ТР:

• С заявленной мощностью до 10 кВ*А.
• С классом U 0,66 кВ.
• С U на обмотке ВН 10, ВН6 (обмотка выполнена из меди или алюминия).

Серии ТС, ТСЗ, ТСКС (ООО энергетическая компания “Энко”)

«Энко» производит сухие трансформаторы следующих моделей:

• ТС, ТСЗ – 4,0-10,0/380-У2.
• ТСКС – 25/10(6)-У3.
• ТСКС-40/145/10(6)-У3.

«Энко» специализируется на производстве сухих ТР разного вольтажа. Также предприятие занимается обслуживанием приборов, которые оно выпускает.

С литой изоляцией (“НТТ-ЭЛЕКТРО”)

«НТТ-ЭЛЕКТРО» производит ТР с литой изоляцией. Мощность изделий варьируется от 25 до 16000 кВ*А, а U – от 0,1 до 35 кВ.

Устройства компании широко применяются в промышленности и используются при модернизации старого оборудования на распределительных подстанциях.

СTR с литой изоляцией (производитель — итальянская компания «IMEFY SPA», поставщик — ООО «Росполь-Электро»)

CTR-трансформаторы экологически безопасные и обладают высокой пожаробезопасностью. Они имеют повышенную стойкость к работе при продолжительных перегрузках. При этом они мало шумят и имеют пониженный уровень излучения от электромагнитных волн.

Серии ТС, ТСЗ, ТСЗП (“РосЭнергоТранс”)

Трансформаторы, которые выпускает «РосЭнергоТранс», могут иметь три исполнения:

1. Левое.
2. Правое.
3. Вверх.

Исполнения отличаются расположением обмотки высокого напряжения. При первом исполнении обмотка располагается слева, если смотреть с лицевой стороны. При втором, соответственно, справа. При третьем обмотка выводится на крышу устройства.

Описание, особенности и каталожные данные масляных трансформаторов нового поколения

ТМГ-устройства обладают высокой надежностью и защищены от перегрева. Их срок службы составляет минимум 25 лет. Наиболее популярные модели, используемые в распределительной сети – устройства ТГМ с классами напряжения 10(6) кВ, 20 кВ.

ТМГСУ

Такие ТМГ-трансформаторы имеют в своей конструкции симметрирующее устройство, которое снижает перепады напряжения в сетях с нелинейной нагрузкой.

Это конструктивное дополнение позволяет сделать трансформатор намного тише, что позволяет использовать устройства ТМГСУ в жилом секторе.

ТМГМШ

ТР этого вида не только обладают малым уровнем шума, но и имеют небольшие потери на холостом ходу. Их используют в сетях энергетических систем и потребителей электрической в наружном или во внутреннем исполнении.

Описание, особенности и основные каталожные данные измерительных трансформаторов тока

Измерительные ТТ отличаются от обычных устройств тем, что измеряемая цепь включается не во вторичную, а в первичную обмотку. Величина тока во вторичной обмотке пропорциональна величине в первичной.

Источник

Особенности эксплуатации трансформаторов напряжения с литой изоляцией классов напряжения 6–35 кВ

Трансформаторы с литой изоляцией уже прочно заняли свои позиции на рынке электротехнических изделий. Если говорить о трансформаторах с литой изоляцией в целом, то они имеют неоспоримые преимущества перед масляными трансформаторами, а именно: меньшие массу и габаритные размеры; возможность установки в любом положении; пожаробезопасность.

Кроме того, одним из основных преимуществ трансформаторов с литой изоляцией является герметичность конструкции. Т.е. литая изоляция, герметизируя и жестко фиксируя активные части трансформаторов, исключает влияние на них внешних воздействий, таких как влажность, механические удары, вибрации и т.д. Это значительно повышает надежность трансформаторов, позволяет применять их как в условиях тропического климата, так и в районах с умеренным и холодным климатом, а также для наружной установки.

Трансформаторы напряжения могут выполняться с одним или двумя высоковольтными вводами первичной обмотки. У заземляемых трансформаторов один ввод первичной обмотки, имеющий неполную изоляцию, во время работы должен быть заземлен. Вводы первичной обмотки незаземляемых трансформаторов напряжения имеют полную изоляцию.

При эксплуатации незаземляемые трансформаторы включаются между фазами сети, т.е. они рассчитаны для работы на линейном напряжении. Заземляемые однофазные трансформаторы напряжения собираются в трехфазную группу по схеме «звезда»/«звезда»/ «разомкнутый треугольник». Заземляемые трехфазные группы ТН выполняют все функции незаземляемых ТН, плюс осуществляют контроль изоляции сети. При нормальном симметричном режиме фазные напряжения основной вторичной обмотки равны 100/V3 В, междуфазные равны 100 В, а на выводах дополнительной вторичной обмотки имеется небольшое напряжение небаланса не более 3 В. При однофазных замыканиях сети на землю одно из фазных напряжений снижается до нуля, а два других повышаются до 100 В. Междуфазные напряжения остаются неизменными, а напряжение дополнительной вторичной обмотки повышается до 100 В.

Заземляемые ТН из-за своей связи с землей подвержены разнообразным опасным воздействиям со стороны сетей и для обеспечения своей надежности нуждаются в квалифицированном подходе. В частности, заземляемый вывод Х обмотки ВН должен быть обязательно заземлен даже тогда, когда контроль изоляции не требуется.

Одна из основных функций трехфазных групп заземляемых трансформаторов напряжения в сетях с изолированной нейтралью — это обеспечение измерения напряжения нулевой последовательности (для осуществления контроля изоляции сети).

Практика эксплуатации ТН в электрических сетях разного назначения и различного напряжения показала, что в процессе эксплуатации этих сетей могут возникать ситуации, приводящие к феррорезонансным явлениям в эквивалентных контурах, содержащих емкость электрооборудования сети и нелинейную индуктивность намагничивания ТН. При этом на изоляции электрооборудования могут возникать как перенапряжения, так и повышенные значения токов в обмотке ВН ТН.

В электрических сетях 6–24 кВ, эксплуатируемых с изолированной нейтралью, такие условия могут возникнуть чаще всего при однофазных дуговых замыканиях на землю (ОДЗ). Очевидно, что условия феррорезонанса соблюдаются при определенном соотношении емкостного сопротивления сети и характеристики намагничивания ТН.

В эксплуатации заземляемых ТН можно выделить несколько режимов, приводящих к ненормальной работе ТН или к их повреждению.

Первый режим — самопроизвольное смещение нейтрали, или, как называют его энергетики, эффект «ложной земли». Он заключается в искажении фазных напряжений сети с изолированной нейтралью и появлении напряжения нулевой последовательности при отсутствии однофазных замыканий на землю. Он возникает, как правило, при включении ненагруженных шин или непротяженных сетей 6–10 кВ и связан с компенсацией тока намагничивания одной (или нескольких) фаз ТН емкостным током этой фазы. Так как в феррорезонанс может войти любая из трех фаз, «ложная земля» может «переходить» с одной фазы на другую. Обычно в таком режиме ТН не повреждается, но релейная защита не позволяет включить оборудование из-за ложного сигнала.

Второй режим возникает при однофазных дуговых замыканиях на землю в воздушных сетях. Такие сети имеют небольшой (до 10А) ток замыкания на землю и открытую перемежающуюся дугу, подверженную воздействию ветра, что способствует ее попеременному зажиганию и гашению. В таком режиме емкость нулевой последовательности сети в бестоковую паузу перемежающейся дуги разряжается через ТН, насыщая его магнитопровод и перегревая обмотки. Повторное зажигание дуги вновь заряжает емкость, которая затем разряжается через ТН. Такой процесс может длиться несколько минут или даже часов, в результате чего ТН нередко повреждается.

Третий режим может возникнуть как в воздушных, так и в кабельных сетях. Режим феррорезонанса возможен при замыкании на землю одной фазы малонагруженного трансформатора 20–400 кВА. Напряжение нулевой последовательности сети при этом может достигать трехкратных значений, в результате чего повреждение ТН наступает менее чем за одну минуту. При этом факты повреждения ТН именно из-за «внешнего» феррорезонанса, вследствие его быстротечности, очень трудно надежно зафиксировать.

Явление феррорезонанса в сетях с изолированной нейтралью достаточно хорошо изучено и предусмотрен ряд мер для его предотвращения или демпфирования. В трехфазных группах производства ОАО «СЗТТ» 3хЗНОЛ.06 и 3хЗНОЛП для борьбы с феррорезонансами сети нейтраль первичной обмотки, соединенной в звезду, заземляется через три параллельно соединенных резистора, которые ограничивают токи, протекающие через трансформатор при феррорезонансе.

Также для повышения устойчивости к феррорезонансу в дополнительные обмотки, соединенные в разомкнутый треугольник, используемые для контроля изоляции сети, рекомендуется включать резистор сопротивлением 25 Ом, рассчитанный на длительное протекание тока 4 А (мощность резистора не менее 400 Вт). Эта мера не является абсолютно эффективной, но в большинстве случаев приводит к положительным результатам.

Зачастую перед эксплуатирующими организациями встает вопрос: применять ли трансформаторы напряжения с защитными предохранительными устройствами или без них?

С одной стороны, трансформаторы без защитных предохранительных устройств (ЗНОЛ.06) стоят дешевле, а для защиты трансформаторов напряжения традиционно применяются предохранители ПКН. Казалось бы, вопрос решен, но необходимо учесть следующее: предохранители ПКН применяются для защиты трансформаторов напряжения и выбираются по классу напряжения трансформатора, ток срабатывания не нормируется. По данным эксплуатации время срабатывания ПКН составляет около 10 с. при токе 2,5 А.

Поскольку это значение близко к значениям токов короткого замыкания трансформаторов ЗНОЛ.06, а по ГОСТ 1983-2001 трансформаторы должны выдерживать токи короткого замыкания между вторичными выводами без повреждения в течение 1 с, то протекание тока такой величины в течении 10 с может привести к выходу из строя трансформатора. В связи с этим, становится понятно, что предохранители ПКН предназначены, прежде всего, для защиты шин и другого оборудования, а трансформаторы напряжения в данном случае являются расходным материалом.

С другой стороны использование трансформатора с защитными предохранительными устройствами (ЗНОЛП, ЗНОЛПМ(И), ЗНОЛ.01ПМИ) позволяет сохранить трансформатор в работоспособном состоянии при возникновении аварийных режимов.

Встроенное защитное предохранительное устройство трансформаторов ЗНОЛП, ЗНОЛПМ(И), ЗНОЛ.01ПМИ позволяет защитить эти трансформаторы от повреждений при возникновении различных аварийных режимов.

Принцип действия предохранительного устройства основан на перегорании (расплавлении) плавкой вставки под действием чрезмерного тока цепи, длительно превышающего предельно допустимое значение тока высоковольтной обмотки трансформатора.

Выбор резисторов, применяемых в защитных предохранительных устройствах трансформаторов, производится с учетом конкретных значений номинальных и предельно допустимых токов высоковольтной обмотки трансформатора, в котором оно используется. Так как номинальные и предельные допустимые длительные токи высоковольтной обмотки трансформаторов напряжения имеют малые значения, не превышающие 0,12 А, резистор выбирается с такими характеристиками, чтобы обеспечить отключение при токах короткого замыкания трансформатора, которые во много раз превышают номинальные значения токов. Время отключения трансформатора с помощью защитного предохранительного устройства не превышает 2–5 секунд, что исключает вероятность возникновения сквозного тока короткого замыкания непосредственно в трансформаторе. Также нужно отметить, что выполнение предохранителей встроенными в гнездо литого корпуса трансформатора полностью исключает междуфазное короткое замыкание.

При испытаниях заземляемых ТН (электрической прочности изоляции трансформаторов и при определении тока холостого хода) вывод «Х» должен быть заземлен! Это требование связано с особенностями конструкции заземляемых трансформаторов напряжения (высоковольтный вывод Х имеет неполную изоляцию).

Испытание электрической прочности изоляции первичной обмотки проводится индуктированным напряжением частотой 400 Гц величиной, указанной в ГОСТ 1516.3-96 (для уровня изоляции «б»). Смысл этого испытания в проверке качества внутренней изоляции обмотки ВН. Проведение этого испытания напряжением частоты 50 Гц недопустимо, поскольку ток намагничивания превысит допустимое значение, и ТН выйдет из строя. Поэтому в ГОСТ 1516.3-96 (п.4.16.2) отмечено, что при отсутствии у потребителей источника напряжения повышенной частоты испытание трансформатора, не вводившегося в эксплуатацию, допускается проводить при частоте 50 Гц напряжением не выше 1,3 номинального при длительности выдержки 1 мин. Разземле-ние вывода «Х» высоковольтной обмотки (для заземляемых ТН) недопустимо.

В эксплуатации нередки случаи повреждения заземляемых ТН во время проведения испытаний другого оборудования с присоединенными к нему ТН. Это происходит по тем же причинам: разземление вывода «Х» обмотки ВН либо испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц.

Изоляция между заземляемым выводом высоковольтной обмотки и заземленными частями трансформатора испытывается напряжением 3 кВ.

Для унификации проводимых испытаний заземляемых и незаземляемых трансформаторов напряжения, в частности, измерение электрического сопротивления изоляции первичной обмотки , были внесены изменения в конструкцию заземляемых трансформаторов, что позволило проводить указанное испытание мегаомметром на 2500 В.

В настоящее время во многих регионах происходит модернизация существующих электрических сетей с внедрением нового оборудования, которое имеет целый ряд преимуществ перед оборудованием, долгое время находившимся в эксплуатации. Однако использование нового оборудования совместно с традиционным может привести к увеличению интенсивности технологических нарушений. Для их снижения требуется тщательный анализ всех возможных штатных и нештатных ситуаций в конкретной электрической сети. При проектировании необходимо учитывать возможность появления резонансных перенапряжений в различных режимах работы сети. К сожалению, такой анализ проводится далеко невсегда и после модернизации электрической сети возникают различные ситуации, мешающие нормальной ее эксплуатации.

И. А. СОБОВА,
ведущий конструктор
отдела измерительных трансформаторов
ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока»

Источник