Включение трансформатора толчком это

Обновлено: 26.01.2025

Подготовка и включение в работу

6. ПОДГОТОВКА К ВВОДУ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ И ВКЛЮЧЕНИЕ ИХ В РАБОТУ.

6.1. Подготовка трансформаторов к работе при первом включении и после ремонта.

6.1.1. Новый трансформатор или трансформатор, находящийся в эксплуатации, может быть введен в работу после окончания монтажных, наладочных или ремонтных работ на трансформаторе и его оборудовании устройств вторичной коммутации при условии соответствия результатов испытаний трансформатора требованиям РД 16.363-87, инструкций по эксплуатации составных частей трансформатора или ГКД 34.20.302-2002 (после ремонта).

6.1.2. При первом включении трансформатора после монтажа или после ремонта, связанного с отсоединением или заменой цепей вторичной коммутации, необходимо проверить воздействие устройств релейной защиты и автоматики (далее – РЗА) трансформатора на отключение выключателей, установленных в его цепи, и ввести эти устройства в работу согласно местной инструкции по эксплуатации устройств РЗА.

6.1.3. На термометрах манометрических и датчиках температуры выполнить следующие уставки:

• 95 °С - термосигнализатор, который сигнализирует о граничной температуре верхних слоев масла трансформатора с системой охлаждения типа “Д”;
• 55 и 50 (40 и 35) °С - соответственно замыкающий и размыкающий контакты термосигнализатора, который используется в схеме управления системой охлаждения трансформатора типа “Д”;
• 5 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления подогрева шкафа привода устройства РПН и ШАОТ;
• минус 25 °С - датчики температуры, которые используются в схеме управления приводами РПН (проверяется согласно с паспортом датчика).

6.1.4. Осмотреть трансформатор, электрооборудование его первичной цепи, убедиться в его исправном состоянии.

При внешнем осмотре трансформатора проверить:

• отсутствие повреждений, нарушений герметичности и маслоплотности, следов коррозии;
• состояние изоляторов вводов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, протекания масла через уплотнения, следов перекрытия и др.) ;
• состояние фланцевых соединений бака и других узлов (вводов, устройств РПН, термосифонных фильтров);
• отсутствие посторонних предметов, которые влияют на работу трансформатора;
• целостность и исправность измерительных и защитных устройств (манометрических сигнализирующих термометров, газового реле, защитных реле баков контакторов устройств РПН, маслоуказателей, манометров на герметичных вводах);
• состояние видимых контактных соединений и заземлений;
• показания маслоуказателей расширителей на соответствие средней температуре масла в баке трансформатора и в баке контактора устройства РПН
• уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен быть на уровне, соответствующему средней температуре масла в трансформаторе, который устанавливается примерно в соответствии с среднесуточной температурой окружающего воздуха. Уровень масла в отсеке расширителя бака контактора устройства РПН при положительной температуре масла должен соответствовать приблизительно середине шкалы маслоуказателя. В трансформаторе, находящемся в работе, уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев масла трансформатора.
• проверить уровень масла и состояние индикаторного силикагеля в высоковольтных негерметичных вводах, давление масла в высоковольтных герметичных вводах в соответствии с инструкцией по эксплуатации вводов;
• состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях;
• уровень масла в масляных затворах воздухоосушителей;
• состояние узлов передачи устройств РПН (отсутствие поломок шарнирных и нониусных муфт, отсутствие нарушений стопорения и покрывания ледом узлов передачи, наличие смазки;
• состояние приводов устройств РПН и взаимное соответствие показаний указателей положения привода и переключающего устройства, а также указателя положений устройства РПН на щите управления;
• состояние ШД, ШАОТ и аппаратуры в них;
• работу схемы обогрева ШАОТ привода устройства РПН;
• состояние системы охлаждения и ее работоспособность.

Дополнительно необходимо проверить:

• открытое положение отсечного клапана (при наличии);
• соответствие положения вентилей на маслопроводах (от расширителей к бакам трансформатора и контакторов устройств РПН ), а также на маслопроводах доливки масла обозначенного на схеме установки расширителя;
• открытое положение запорной арматуры на маслопроводах системы охлаждения, термосифонных и адсорбционных фильтров;
• состояние заземления бака выводов нейтрали обмоток трансформатора, если не предусмотрено ее разземление;
• показания термосигнализаторов и соответствие выставленных на них уставок, указанным в 6.1.3.;
• состояние электрооборудования и ошиновки цепи трансформатора, обращая внимание на подключение вентильных разрядников или ограничителей перенапряжения.
• в зимнее время проверить исправность обогрева шкафа приводного механизма устройства РПН, шкафа автоматики охлаждения трансформатора (ШД).

Кроме того, кратковременным (до появления течи масла) открытием крана на крышке газового реле необходимо удалить из него воздух. Произвести выпуск воздуха через предусмотренные конструкцией трансформатора пробки.

Подготовить к вводу в работу схему управления устройством РПН трансформатора, для чего необходимо:

• в шкафу привода РПН установить в положение “ Д “ (дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН;
• на панели щита управления установить в положение “ Д” (Дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН;
• подать напряжение 0,23 (0,4) кВ в схему управления устройства РПН;
• с целью очистки контактной системы от окиси и шлама выполнить не менее десять циклов переключения по всему диапазону РПН и ПБВ
• установить переключающее устройство в требуемое положение и зафиксировать. Проверить соответствие указателя положения приводного механизма устройства РПН в шкафу привода указателю положения переключающего устройства на панели управления.

6.1.7. В зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже минус 25 °С указанные в п. 6.1.6. переключения устройства РПН не производить.

6.1.8. Установить в необходимое положение привод устройства ПБВ и проверить его застопоренное положение.

6.1.9. Произвести необходимые измерения на предмет соответствия действительному установленного положения переключающих устройств: для устройств ПБВ – во всех случаях, для устройств РПН – в зависимости от состояния трансформатора по результатам предыдущей эксплуатации.

6.2. Подготовка трансформаторов к работе в процессе текущей эксплуатации

6.2.1. Подготовку трансформаторов к работе после простоя длительностью менее 3 месяцев, когда ни на одну обмотку не было подано напряжение, необходимо производить согласно требованиям п.п. 6.14. - 6.1.7. настоящей инструкции. При этом допускается провести только 2-3 цикла переключений устройств ПБВ и РПН.

Необходимо ввести в работу устройства РЗА трансформатора и, при необходимости, проверить их воздействие на коммутационные устройства в цепи трансформатора.

6.2.2. Подготовку трансформатора к работе после простоя в резерве длительностью более трех месяцев и более, когда ни на одну из его обмоток не было подано напряжение, необходимо производить согласно с п. 6.2.1., но в этом случае дополнительно:

• отобрать пробу масла из бака трансформатора и проверить его пробивное напряжение, влагосодержание, газосодержание;
• отобрать пробу масла из бака контактора устройства РПН и проверить пробивное напряжение и влагосодержание масла;

Результаты проверок должны соответствовать требованиям пунктов приложения настоящей инструкции. При несоответствии качества масла требованиям вышеуказанных пунктов необходимо выяснить и устранить причину ухудшения характеристик масла.

• произвести измерения характеристик изоляции (R60 и tgd) трансформатора и оценить полученные результаты в соответствии с РД 16.363 – 87 или ГКД 34.20.302 – 2002 с учетом результатов предыдущих испытаний.

6.2.3. Подготовку трансформатора к работе после его автоматического отключения действием защит от внутренних повреждений необходимо производить в такой последовательности.

6.2.3.1. По действию сигнальных устройств определить типы защит, срабатывание которых привело к отключению трансформатора.

6.2.3.2. Произвести внешний осмотр трансформатора и оборудования с целью выяснения причины отключения трансформатора.

6.2.3.3. Осмотреть газовое реле и отобрать пробы газа и масла для проверки газа на горючесть и проведения химического анализа.

Отобрать пробы масла из бака трансформатора для проведения анализа, если причины отключения не объясняются неправильным действием релейной защиты или повреждением оборудования, входящего в зону действия сработавшей защиты.

6.2.3.4. Провести электрические испытания и измерения трансформатора в следующем объеме: замер сопротивления изоляции, тока холостого хода, напряжения короткого замыкания, сопротивления обмоток постоянному току.

6.2.3.5. При отключении трансформатора действием реле бака контактора дополнительно руководствоваться указаниями п.7.4.3.2. настоящей инструкции.

6.2.4. Трансформатор необходимо вывести в ремонт в случае:

• его видимого повреждения;
• если газ горючий;
• если в газе содержатся (по результатам физико-химического анализа и хроматографического анализа растворенных в масле газов) продукты разложения изоляции или масла, подтвержденные результатами электрических испытаний и измерений;
• неудовлетворительных результатов электрических испытаний и измерений;

При срабатывании защитного реле бака контактора РПН трансформатор выводится из работы для ревизии контактора.

После окончания ремонта трансформатора его необходимо испытать в соответствии с п.8.2.2. настоящей инструкции. При соответствии результатов испытаний требованиям ГКД 34.20.302 – 2002 трансформатор необходимо подготовить к включению в работу согласно п. 6.2.1. настоящей инструкции.

6.2.5. В случае отключения трансформатора действием защит от внешних повреждений при отсутствии при этом признаков повреждения его первичной цепи, трансформатор может быть включен в работу без проверок.

6.2.6. Если причиной отключения явилось ложное срабатывание защит, трансформатор следует включать в работу после устранения неисправности.

6.2.7. Во всех случаях включение трансформатора в работу после его автоматического отключения производится с разрешения главного инженера предприятия.

6.2.8. Подготовку к работе комплектующих изделий и составных частей трансформатора после выполнения ремонтных или профилактических работ на них выполнить в соответствии с указаниями инструкций по эксплуатации.

6.3. Включение трансформаторов в работу.

6.3.1. После выполнения подготовительных работ и получения разрешения на ввод трансформатора в работу необходимо собрать его схему первичных соединений согласно указаний местной инструкции по оперативным переключениям.

6.3.2. Включать трансформатор следует не раньше чем через 12 часов после последней заливки масла в трансформатор. По окончании работ, связанных с частичным сливом масла, допускается включение трансформатора в работу через 6 часов после доливки масла.

6.3.3. Включать трансформатор в работу следует толчком на полное напряжение со стороны ВН, СН или НН.

Перед включением необходимо проверить отсутствие воздуха в газовом реле путем кратковременного открытия вентиля на газовом реле до появления масла.

После включения необходимо в течение не менее 12 часов осуществлять контроль за появлением воздуха в газовом реле трансформатора, периодически открывая вентиль газового реле и выпуская скопившийся воздух с соблюдением необходимых мер безопасности.

При первом включении после монтажа или ремонта трансформатор следует включать на холостой ход при отключенных вентиляторах системы охлаждения не менее чем на 30 минут для прослушивания и наблюдения за его состоянием.

При первом включении после монтажа при наличии выключателей со стороны питания рекомендуется осуществить от трех до пяти включений трансформатора толчком на номинальное напряжение для проверки отстройки его защиты от толчков намагничивающего тока.

На панелях защит и сигнализации необходимо проверить отсутствие сигналов неисправности трансформатора. При их наличии необходимо устранить причину неисправности, после чего включить трансформатор под нагрузку.

Вентиляторы обдува должны включаться автоматически при достижении температуры масла 55 °С или при номинальной нагрузке независимо от температуры масла. Дутье должно отключаться при снижении температуры масла до 45 - 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального.

6.3.5. Включение трансформаторов на полную нагрузку в зимнее время допускается при температуре верхних слоев масла минус 40 °С и выше в трансформаторах с охлаждением вида М и Д.

Измерительные трансформаторы напряжения

Измерительный трансформатор напряжения служит для понижения высокого напряжения, подаваемого в установках переменного тока на измерительные приборы и реле защиты и автоматики.

Для непосредственного включения на высокое напряжение потребовались бы очень громоздкие приборы и реле вследствие необходимости их выполнения с высоковольтной изоляцией. Изготовление и применение такой аппаратуры практически неосуществимо, особенно при напряжении 35 кВ и выше.

Применение трансформаторов напряжения позволяет использовать для измерения на высоком напряжении стандартные измерительные приборы, расширяя их пределы измерения; обмотки реле, включаемых через трансформаторы напряжения, также могут иметь стандартные исполнения.

Кроме того, трансформатор напряжения изолирует (отделяет) измерительные приборы и реле от высокого напряжения, благодаря чему обеспечивается безопасность их обслуживания.

Трансформаторы напряжения широко применяются в электроустановках высокого напряжения, от их работы зависит точность электрических измерений и учета электроэнергии, а также надежность действия релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Измерительный трансформатор напряжения по принципу выполнения ничем не отличается от силового понижающего трансформатора. Он состоит из стального сердечника, набранного из пластин листовой электротехнической стали, первичной обмотки и одной или двух вторичных обмоток.

На рис. 1,а показана схема трансформатора напряжения с одной вторичной обмоткой. На первичную обмотку подается высокое напряжение U1, а на напряжение вторичной обмотки U2 включен измерительный прибор. Начала первичной и вторичной обмоток обозначены буквами А и а, концы — X и х. Такие обозначения обычно наносятся на корпусе трансформатора напряжения рядом с зажимами его обмоток.

Отношение первичного номинального напряжения к вторичному номинальному напряжению называется номинальным коэффициентом трансформации трансформатора напряжения Кн = U1 ном / U2 ном

Рис. 1. Схема и векторная диаграмма трансформатора напряжения: а - схема, б — векторная диаграмма напряжений, в — векторная диаграмма напряжений

При работе трансформатора напряжения без погрешностей его первичное и вторичное напряжение совпадают по фазе и отношение их величин равно K н. При коэффициенте трансформации K н=1 напряжение U 2 =U 1 (рис. 1,в).

Условные обозначения: З — один вывод заземляется; О — однофазный; Т — трехфазный; К — каскадный или с компенсационной обмоткой; Ф — с фарфоровой наружной изоляцией; М — масляный; С — сухой (с воздушной изоляцией); Е — емкостный; Д — делитель.

Выводы первичной обмотки (ВН) имеют обозначения А, Х для однофазных и A, B, С, N для трехфазных трансформаторов. Выводы основной вторичной обмотки (НН) имеют соответственно обозначения a, x и a, b, c, N, выводы вторичной дополнительной обмотки — а_д и х_д.

Начала первичных и вторичных обмоток присоединяются соответственно к выводам А, В, С и а, b, с. Основные вторичные обмотки соединяются обычно в звезду (группа соединения 0), дополнительные — по схеме разомкнутого треугольника. Как известно, в нормальном режиме работы сети напряжение на зажимах дополнительной обмотки близко к нулю (напряжение небаланса Uнб = 1 — 3 В), а при замыканиях на землю равно утроенному значению 3U_О напряжения нулевой последовательности U_О фазы.

В сети с заземленной нейтралью максимальное значение 3U₀ равно фазному напряжению, с изолированной — утроенному фазному напряжению. Соответственно дополнительные обмотки выполняются на номинальное напряжение Uном = 100 В и 100/3 В.

Номинальным напряжением ТV называется номинальное напряжение его первичной обмотки; это значение может отличаться от класса изоляции. Номинальное напряжение вторичной обмотки принимается равным 100, 100/3 и 100/3 В. Как правило, трансформаторы напряжения работают в режиме холостого хода.

Измерительные трансформаторы напряжения с двумя вторичными обмотками

Трансформаторы напряжения с двумя вторичными обмотками, кроме питания измерительных приборов и реле, предназначаются для работы на устройствах сигнализации замыканий на землю в сети с изолированной нейтралью или на защиту от замыканий на землю в сети с заземленной нейтралью.

Схема трансформатора напряжения с двумя вторичными обмотками показана на рис. 2,а. Выводы второй (дополнительной) обмотки, используемой для сигнализации или защиты при замыканиях на землю, обозначены ад и хд.

На рис. 2,6 приведена схема включения трех таких трансформаторов напряжения в трехфазной сети. Первичные и основные вторичные обмотки соединены в звезду. Нейтраль первичной обмотки заземлена. На измерительные приборы и реле от основных вторичных обмоток могут быть поданы три фазы и нуль. Дополнительные вторичные обмотки соединены по схеме разомкнутого треугольника. От них на устройства сигнализации или защиты подается сумма фазных напряжений всех трех фаз.

При нормальной работе сети, в которой включен трансформатор напряжения, эта векторная сумма равна нулю. Это видно из векторных диаграмм рис. 2,в, где Uа, Vв и Uc — векторы фазных напряжений, приложенных к первичным обмоткам, a Uaд, У b д и Ucд - векторы напряжений первичной н вторичной дополнительной обмотки. напряжений на вторичных дополнительных обмотках, совпадающие по направлению с векторами на соответствующих первичных обмотках (так же, как на рис. 1,в).

Рис. 2. Трансформатор напряжения с двумя вторичными обмотками. а — схема; б — включение в трехфазную цепь; в — векторная диаграмма

Сумма векторов Uaд, U b д и Ucд получена путем их совмещения соответственно схеме соединения дополнительных обмоток, при этом принималось, что стрелки векторов как первичных, так и вторичных напряжений соответствуют началам обмоток трансформатора.

Результирующее напряжение 3U0 между концом обмотки фазы С и началом обмотки фазы А па диаграмме равно нулю.

В действительных условиях обычно на выходе разомкнутого треугольника имеется ничтожно малое напряжение небаланса, не превышающее 2 - 3% номинального напряжения. Этот небаланс создается всегда имеющимися незначительной несимметрией вторичных фазных напряжений и небольшим отклонением формы их кривой от синусоиды.

Напряжение, обеспечивающее надежную работу реле, приключаемых к цепи разомкнутого треугольника, возникает только при замыканиях на землю со стороны первичной обмотки трансформатора напряжения. Так как замыкания на землю связаны с прохождением тока через нейтраль, появляющееся при этом напряжение на выходе разомкнутого треугольника согласно методу симметричных составляющих называют напряжением нулевой последовательности и обозначают 3U0. В этом обозначении цифра 3 указывает, что напряжение в данной цепи является суммарным для трех фаз. Обозначение 3U0 применяется также и для выходной цепи разомкнутого треугольника, подаваемой на реле сигнализации или защиты (рис. 2,6).

Рис. 3. Векторные диаграммы напряжений первичной и вторичной дополнительной обмоток при однофазном замыкании на землю: а - в сети с заземленной нейтралью, б - в сети с изолированной нейтралью.

Наибольшее значение напряжение 3U0 имеет при однофазном замыкании на землю. При этом следует иметь в виду, что максимальная величина напряжения 3U0 в сети с изолированной нейтралью значительно, больше, чем в сети с заземленной нейтралью.

Распространенные схемы включения измерительных трансформаторов напряжения

Простейшая схема с использованием одного однофазного трансформатора напряжения, показанная на рис. 1,а, применяется в пусковых шкафах двигателей и на переключательных пунктах 6 - 10 кВ для включения вольтметра и реле напряжения устройства АВР.

На рис.4 приведены схемы включения однофазных трансформаторов напряжения с одной обмоткой для питания трехфазных вторичных цепей. Группа из трех соединенных по схеме звезда - звезда однофазных трансформаторов, показанная на рис. 4,а, применяется для питания измерительных приборов, счетчиков и вольтметров контроля изоляции в электроустановках 0,5 - 10 кВ с изолированной нейтралью и неразветвленной сетью, где не требуется сигнализация возникновения однофазных замыканий на землю.

Для обнаружения "земли" по этим вольтметрам они должны показывать величины первичных напряжений между фазами и землей (см. векторную диаграмму на рис. 3,6). Для этого нуль обмоток ВН заземляется и вольтметры включаются на вторичные фазные напряжения.

Рис. 4. Схемы включения однофазных измерительных трансформаторов напряжения с одной вторичной обмоткой: а - схема звезда - звезда для электроустановок 0,5 - 10 кВ с изолированной нейтралью, б — схема открытого треугольника для электроустановок 0,38 - 10 кВ, в - то же для электроустановок 6 - 35 кВ, г - включение трансформаторов напряжения 6 -18 кВ по схеме треугольник - звезда для питания устройств АРВ синхронных машин.

На рис. 4, 6 и в трансформаторы напряжения, предназначенные для питания измерительных приборов, счетчиков и реле, включаемых на междуфазные напряжения, включены по схеме открытого треугольника. Эта схема обеспечивает симметричные междуфазные напряжения Uab , Ubc, U c a при работе трансформаторов напряжения в любом классе точности.

Схема рис.4,б применяется для питания неразветвленных цепей напряжения электроустановок 0,38 -10 к В , что позволяет устанавливать заземление вторичных цепей непосредственно у трансформатора напряжения.

Во вторичных цепях схемы, показанной на рис. 4,в, вместо предохранителей установлен двухполюсный автомат, при срабатывании которого блок-контакт замыкает цепь сигнала " обрыв напряжения " . Заземление вторичных обмоток выполнено на щите в фазе B, которая дополнительно заземлена непосредственно у трансформатора напряжения через пробивной предохранитель. Рубильник обеспечивает отключение вторичных цепей от трансформатора напряжения с видимым разрывом. Эта схема применяется в электроустановках 6 - 35 кв при питании разветвленных вторичных цепей от двух и более трансформаторов напряжения.

На рис. 4 ,г трансформаторы напряжения включены по схеме треугольник - звезда, обеспечивающей вторичное линейное напряжение U = 173 В , что необходимо для питания устройств автоматического регулирования возбуждения (АРВ) синхронных генераторов и компенсаторов. С целью повышения надежности работы АРВ предохранители во вторичных цепях не устанавливаются, что допускается ПУЭ для неразветвленных цепей напряжения.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Как выполняется защита силовых трансформаторов

Для силовых трансформаторов с обмоткой высшего напряжения больше 1000 В предусматривается релейная защита от следующих видов повреждении и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на их выводах,

2) внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и «пожара стали» магнитопровода),

3) однофазных замыканий на землю,

4) сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями,

5) сверхтоков в обмотках, обусловленных перегрузкой (если она возможна),

6) понижения уровня масла.

При выполнении защит трансформатора необходимо учитывать некоторые особенности его нормальной работы: броски тока намагничивания при включении трансформатора под напряжение, влияние коэффициента трансформации и схем соединения обмоток трансформатора.

Для защиты от многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформаторов мощностью 6300 кВА и выше, работающих одиночно, мощностью 4000 кВА и выше, работающих параллельно, а также мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности, максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с и отсутствует газовая защита, предусматривается продольная дифференциальная защита с циркулирующими токами, действующая на отключение выключателей силового трансформатора без выдержки времени.

Особенностью дифзащиты трансформаторов по сравнению с дифзащитой генераторов, линий и т. л. является неравенство первичных токов разных обмоток трансформатора и их несовпадение в общем случае по фазе.

Для компенсации сдвига токов по фазе вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны звезды силового трансформатора, соединяют в треугольник, а вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных со стороны треугольника силового трансформатора, — в звезду. Компенсация неравенства первичных токов достигается правильным подбором коэффициентов трансформации трансформаторов тока.

Когда нельзя подобрать коэффициент трансформации трансформаторов тока таким образом, чтобы разность вторичных токов в плечах дифзащиты была меньше 10 % (так как трансформаторы тока имеют стандартное значение коэффициента трансформации), при выполнении защиты для компенсации неравенства токов используют дифференциальные реле типа РНТ, реже — выравнивающие трансформаторы и автотрансформаторы.

Если не предусматривается продольная дифференциальная защита (как правило, на одиночно работающих трансформаторах мощностью ниже 6300 кВА и параллельно работающих трансформаторах мощностью ниже 4000 кВА), то в этих случаях со стороны источника питания устанавливается токовая отсечка без выдержки времени, охватывающая часть обмотки трансформатора.

На рабочих и резервных трансформаторах собственных нужд тепловых электростанций применяется продольная дифзащита, при мощности 4000 кВА допускается токовая отсечка.

Наиболее простой схемой выполнения продольной дифзащиты является дифференциальная токовая отсечка , которая применяется в случаях, когда она удовлетворяет требованиям чувствительности. Если это условие не выполняется, в продольной дифзащите используют реле типа РНТ.

Реле РНТ имеют насыщающиеся трансформаторы (НТ) , обеспечивающие снижение токов, обусловленных бросками тока намагничивания, и токов небаланса, возникающих во время переходного процесса при внешних коротких замыканиях, и компенсирующие неравенство вторичных токов трансформаторов тока.

На трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой или многообмоточных трансформаторах с несколькими питающими обмотками , когда вследствие больших токов небаланса в реле при внешних коротких замыканиях защита с насыщающимися трансформаторами не обеспечивает требуемой чувствительности, предусматривается дифзащита с торможением и установкой реле типа ДЗТ или их заменяющими.

Предварительно защита рассчитывается для случая применения реле без торможения. Если она оказывается недостаточно чувствительной, применяют реле с минимальным числом тормозных обмоток, обеспечивающих требуемую чувствительность. Ток срабатывания продольной дифзащиты должен быть отстроен от токов намагничивания и токов небаланса.

Защита силовых трансформаторов от внутренних повреждений

Для защиты от внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках, сопровождающихся выделением газа) и от понижения уровня масла на трансформаторах мощностью 6300 кВА и выше, а также на трансформаторах мощностью 1000 - 4000 кВА, не имеющих дифзащиты или отсечки, и если максимальная токовая защита имеет выдержку времени 1 с и более, применяется газовая защита с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях . Применение газовой защиты является обязательным на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и выше независимо от наличия других быстродействующих защит.

Газовая защита устанавливается на трансформаторах, автотрансформаторах и реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители, и осуществляется с помощью поплавковых, лопастных и чашечных газовых реле. Газовая защита является единственной защитой трансформаторов от «пожара стали» магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали.

Допускается действие газовой защиты па сигнал как при слабом, так и при сильном газообразовании на трансформаторах, имеющих дифзащиту или отсечку, не имеющих выключателей, а также на внутрицеховых мощностью 1600 кВА и меньше при наличии защиты от коротких замыканий со стороны источника питания.

Защита трансформаторов от однофазных замыканий на землю

Для защиты от однофазных замыканий на землю повышающих трансформаторов мощностью 1000 кВА и более, присоединенных к сетям с большими токами замыкания на землю, а также на понижающих трансформаторах с заземленной нейтралью предусматривается максимальная токовая защита нулевой последовательности от токов внешних замыканий на землю, действующая на отключение.

В связи с широким применением трансформаторов 6 - 10/0,4 - 0,23 кВ со схемой соединения обмоток треугольник — звезда, имеющих глухозаземленную нейтраль на стороне 0,4 кВ , у которых реактивное и активное сопротивления нулевой последовательности равны сопротивлениям прямой последовательности, токи однофазных коротких замыканий на стороне 0,4 кВ будут равны токам трехфазных коротких замыканий при коротких замыканиях на зажимах трансформатора или вблизи них.

При этих токах может работать максимальная токовая защита, установленная на стороне ВН, с достаточной чувствительностью, и защиту в нейтрали трансформатора допустимо не устанавливать, оставив ее только для защиты трансформатора при схеме блока трансформатор — магистраль при протяженном шинопроводе магистрали. Ток срабатывания реле защиты от однофазных коротких замыканий трансформаторов при коротких замыканиях на стороне 0,4 кВ (защита присоединена к трансформатору тока в пулевом проводе у нейтрали трансформатора) должен составлять для соединения обмоток:

где k н —коэффициент надежности, равный 1,15—1,25; k п — коэффициент, учитывающий перегрузку и равный 1,3 для масляных и 1,4 для сухих трансформаторов при отсутствии расчетных данных, k воз — коэффициент возврата реле, k т.т — коэффициент трансформации трансформатора тока, I ном.т — номинальный ток силового трансформатора.

В сетях с малыми токами замыкания на землю защита от однофазных замыканий на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторах в том случае, если такая защита имеется в сети.

Защита трансформаторов от сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями

Для защиты понижающих трансформаторов от токов, обусловленных внешними короткими замыканиями, предусматривается максимальная токовая защита без пуска или с пуском от реле минимального напряжения , действующая на отключение выключателя. Вследствие низкой чувствительности максимальная токовая защита без пуска от реле минимального напряжения применяется только на трансформаторах мощностью до 1000 кВА.

Для защиты повышающих трансформаторов от внешних коротких замыканий. применяется максимальная токовая защита с пуском от реле минимального напряжения или токовая защита нулевой последовательности .

Максимальная токовая защита с пуском от реле минимального напряжения для повышающих многообмоточных трансформаторов получается довольно сложной (из-за наличия нескольких комплектов реле минимального напряжения) и недостаточно чувствительной по току. В этом случае применяется токовая защита нулевой последовательности . Последняя рекомендуется на повышающих трансформаторах мощностью 1000 кВА и более с глухозаземленной нейтралью.

Если защита повышающих трансформаторов не обеспечивает требуемой чувствительности, то для защиты трансформаторов допускается использовать токовые реле соответствующей защиты генераторов.

В ряде случаев для защиты мощных трансформаторов применяется токовая защита обратной последовательности, которая легко согласуется с аналогичной защитой генераторов.

На многообмоточных трансформаторах с питанием с нескольких сторон для обеспечения избирательности действия защита выполняется направленной.

Для защиты от перегрузки параллельно работающих нескольких трансформаторов мощностью по 400 кВА и более, а также при раздельной работе и наличии АВР предусматривается однофазная максимальная токовая защита, действующая на сигнал.

На необслуживаемых подстанциях защита может выполняться с действием на автоматическую разгрузку или отключение трансформатора.

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Диагностика и условия включения

Объем диагностических испытаний, предусмотренных ПУЭ, включает следующие работы.

1. Определение условий включения трансформаторов.
2. Измерение характеристик изоляции.
3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции:

а) обмоток вместе с вводами;
б) стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок.

1. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
2. Проверка коэффициента трансформации.
3. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.
4. Измерения тока и потерь холостого хода.
5. Проверка работы переключающего устройства и снятия круговой диаграммы.
6. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением.
7. Проверка системы охлаждения.
8. Проверка состояния индикаторного силикагеля воздухоосушительных фильтров. (Силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета свидетельствует о его увлажнении).
9. Фазировка трансформаторов.
10. испытание трансформаторного масла.
11. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.
12. Испытание вводов.
13. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Диагностика трансформаторного масла

Условия включения трансформаторов

Эксплуатация трансформаторов

Смонтированные электроустановки до приемки в эксплуатацию должны быть приняты заказчиком от подрядной организации по акту.
Для сдачи трансформатора в эксплуатацию монтажная организация оформляет следующую документацию:

1. Комплект технической документации завода-изготовителя, на основании которой выполнялся монтаж.
2. Акт приемки фундамента под монтаж.
3. Протокол сушки трансформатора (если таковая производилась).
4. Протокол испытания и промывки охлаждающих устройств трансформатора (радиаторов, системы охлаждения ДЦ, Ц).
5. Протокол испытания давлением столба масла на герметичность полностью смонтированного трансформатора.

Монтажная организация совместно с наладочной представляют:

1. Акт приемки в монтаж силового трансформатора.
2. Протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части или протокол ревизии трансформатора (если таковая производилась).
3. Протоколы измерений характеристики изоляции.

1. Протокол анализа физико-химических свойств трансформаторного масла.
2. Протоколы проверки в лаборатории газового реле, реле уровня масла, реле типа RS-1000 (для переключающего устройства типа РС-3), термометрических сигнализаторов (термометров) и всех измерительных приборов.

Наладочная организация обеспечивает наличие протоколов испытаний трансформатора и защитных устройств.
Перед приемосдаточными и пусконаладочными испытаниями проверяют выполнение ПУЭ, СНиП, государственных стандартов, включая стандарты безопасности труда, правил техники безопасности и промышленной санитарии, правил взрыво- и пожаробезопасности.
Включение трансформаторов 110 кВ под напряжение должны проводить не раньше чем через 12 ч после последней доливки масла. Максимально-токовую защиту устанавливают на срабатывание без замедления, а газовую защиту — на отключение высоковольтного выключателя. Перед включением трансформатора проводят тщательный его осмотр.
Включение трансформатора производят толчком на номинальное напряжение на время 30 мин для прослушивания трансформатора и наблюдения за его состоянием. При нормальной работе трансформатора должен быть умеренный, равномерный звук, без резкого гудения или повышенного местного шума и треска внутри трансформатора.
Трансформатор отключают в случае:

1. сильного (или неравномерного) шума или потрескивания внутри трансформатора;
2. ненормально возрастающей температуры масла;
3. выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной трубы;
4. течи масла, вызывающей резкое снижение уровня масла в расширителе;
5. при других явных признаках нарушения нормального состояния трансформатора.

После снятия напряжения изменяют уставку максимальной защиты; сигнальные к я ггакты газовой защиты переключают на сигнал и несколько раз включают и отключают трансформатор толчком на полное номинальное напряжение для проверки отстройки защиты от бросков намагничивающего тока.
При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.
Работы по техническому обслуживанию (ТО) силовых трансформаторов включают в себя их осмотры, которые проводятся на тяговых подстанциях с оперативно-ремонтным персоналом ежедневно, а начальником тяговой подстанции — один раз в 15 дней в ночное время (проверка коронирования, разряда, нагрева токоведущих частей). Внеочередные осмотры понизительных и преобразовательных трансформаторов, а также трансформаторов собственных нужд производят после неблагоприятных погодных воздействий, при работе газовой защиты нa сигнал, а также при отключении трансформатора газовой или дифференциальной защитой. На тяговых подстанциях, не имеющих постоянного оперативно-ремонтного персонала, осмотры проводятся в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже одного раза в месяц.
При осмотре трансформаторов проверяют:

1. режим работы, нагрузку по отношению к номинальной мощности трансформатора;
2. уровень масла во вводах (давление — в герметичных вводах) и в расширителе и соответствие его показанию термометра;
3. соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора заданному энергосистемой режиму;
4. состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла в местах уплотнения; вводов (отсутствие следов разрядов, трещин, сколов, загрязнений); ошиновки, кабелей (отсутствие нагрева контактных соединений); маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов, голубой цвет контрольного силикагеля; маслосборных и маслоохлавдающих устройств;
5. исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей; рабочего и защитного заземления;
6. соответствие указателей положения устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторе и щите управления;
7. отсутствие постороннего неравномерного шума и потрескиваний внутри трансформатора;
8. целостность мембраны выхлопной трубы;
9. целостность фундаментов и площадок вокруг трансформаторов наружной установки;
10. работу обдува в летнее время и обогрева РПН—в зимнее.

В зимнее время необходимо дополнительно обращать внимание на натяжение проводов ошиновки и спусков к вводам.
Во время осмотров не допускается выполнения каких-либо работ. Осмотры трансформаторов можно проводить как под напряжением, так и в отключенном состоянии одновременно с их ремонтом.
Межремонтные испытания и измерения — это профилактические испытания, не связанные с выводом электрооборудования в ремонт.
При межремонтных испытаниях силовых трансформаторов, находящихся в эксплуатации, проводятся:

1. измерения сопротивления изоляции R60 всех обмоток и определяется отношение R60/R 15;
2. измерения тангенса угла диэлектрических потерь tg δ;
3. измерения сопротивления обмоток постоянному току на всех ответвлениях;
4. проверка окраски индикаторного силикагеля;
5. испытания трансформаторного масла из бака трансформатора и из баков контакторов РПН;
6. испытания вводов масляных трансформаторов;
7. испытания встроенных трансформаторов тока.

Испытание включением толчком на номинальное напряжение

Включение трансформатора в работу производится при условии удовлетворительных результатов всех измерений и испытаний и соответствия их требованиям "Норм испытания электрооборудования".

До включения трансформатора должны быть закончены монтаж и наладка всего комплекса оборудования (вспомогательное оборудование, оборудование распределительных устройств), системы управления, сигнализации, всех устройств релейной защиты, которые при первом включении должны быть включены на отключение.

Первое включение заключается в 3-5-кратной подаче на ненагруженный трансформатор толчком номинального напряжения. Если защиты при этом не произвели отключения и не наблюдается признаков ненормальной работы, то трансформатор остается под напряжением и внимательно "прослушивается".

На трансформаторы, работающие по схеме блока с генератором, напряжение от генератора должно подниматься с нуля, и при номинальном напряжении трансформатор также должен "прослушиваться".

Рекомендуется измерить ток холостого хода трансформатора включенного на номинальное напряжение. Измерение должно производиться контрольным амперметром или миллиамперметром класса не ниже 0,5 и подключенным через трансформатор тока. Ток холостого хода трансформатора не нормируется, но обычно составляет 2-3% от номинального тока, причем в трехфазных трансформаторах он одинаков в обмотках крайних сердечников, у среднего на 20-35% меньше. Во всех случаях замеренные токи сравниваются с заводскими данными.

Для измерения тока холостого хода не применяются полупроводниковые приборы, т. к. измеряемый ток отличается от синусоидального, что приводит к большим погрешностям. При оценке результатов измерений необходимо учитывать погрешность измерительных трансформаторов тока, работающих в этом случае при малом первичном токе.

Если измеренный ток холостого хода превышает значение, приведенное в протоколах заводских испытаний, за трансформатором устанавливается особое наблюдение во время эксплуатации, так как это может быть признаком наличия виткового замыкания или дефектов в стали магнитопровода.

Испытание встроенных трансформаторов тока.

Испытание встроенных трансформаторов тока следует производить в соответствии с нормативами.

Читайте также:

  
• Бетонные подушки под перемычки
  
• Дом не построен почему раздельно
  
• Доска для бойлов своими руками
  
• Брусовой дом на тумбах
  
• Возле елок из иголок летним днем построен дом за травой