Технологическая часть

3. Технологическая часть

3.1 Монтаж оборудования

При перевозке трансформатора необходимо учитывать габаритные размеры, трансформатору ТДТН 20000/110 соответствует V габаритный размер. Перевозку трансформатора необходимо осуществлять на железнодорожном или автомобильном транспорте с учетом соответствующего габаритного размера. Запрещается перемещать трансформатор волоком по земле или на стальном листе. При монтаже использовать стандартное подъемное оборудование.

Перед включением трансформатора в сеть производится осмотр как самого трансформатора, так и всего включаемого с ним оборудования. При этом проверяют:

-  уровень масла в расширителе и вводах трансформатора;

-  исправность и пусковое положение оборудования системы охлаждения;

-  правильное положение указателей переключателей напряжения;

-  положение заземляющего разъеденителя и состояние разрядников в нейтрали;

-  отключение дугогасящего реактора;

-  состояние фарфоровых изоляторов, покрышек вводов шинопроводов и экранированных токопроводов.

Включение трансформатора в сеть производится на полное напряжение со стороны питания (со стороны обмотки ВН). Включение часто сопровождается сильным броском тока намагничивания. Однако автоматическое отключение трансформатора дифференциальной токовой защитой не происходит, так как она не реагирует на ток намагничивания при первом опробовании трансформатора напряжением, что позволяет избежать ложных срабатываний при всех последующих включениях.

При включении трансформатора в работу не исключено появление на нем сразу номинальной нагрузки. Включение на полную нагрузку трансформатора ТДТН 20000/110 разрешается при любой отрицательной температуре. При низкой температуре из – за повышенной вязкости трансформаторного масла возникает значительный перепад температур между маслом и обмотками трансформатора. Этот перепад не приводит к повреждению трансформатора, однако износ изоляции обмоток трансформатора ускоряется, поэтому при температуре ниже -25⁰ рекомендуется поднять температуру масла включением трансформатора на холостой ход или под нагрузку не более 50%.

Система охлаждения «Д» не исключает работу трансформатора с отключенными устройствами воздушного дутья, но это возможно только при нагрузке 50% от номинальной нагрузки трансформатора, независимо от температуры масла.

При приемке в эксплуатацию проверяют группы соединения трехфазного трансформатора, проверка производится при помощи фазометра, универсального фазоуказателя или гальванометра.

Ввод в работу трансформаторов производится в следующем порядке:

Сначала подключают трансформаторные и шинные разъеденители со стороны низшего напряжения, затем подключают в той же последовательности трансформаторные и шинные разъеденители со стороны среднего и высокого напряжения, затем включают выключатели со стороны низшего напряжения, затем включают выключатели со стороны среднего и высшего напряжения. При включении и отключении трансформаторов необходимо учитывать, что включение трансформатора на напряжение связанно с кратковременным переходным режимом, вследствие чего намагничивающий ток в обмотке резко возрастает. При параллельно работающих трансформаторах включение одного из них со стороны обмотки среднего или низшего напряжения может привести к резкому снижению напряжения на шинах СН или НН и нарушению работы потребителей. Поэтому для включения трехобмоточного трансформатора необходимо включить шинные и трансформаторные разъедениетли с каждой из трех сторон, а затем соответствующие выключатели [9].

3.2 Обслуживание оборудования

Обслуживание оборудования подстанций в электрических сетях выполняет дежурный персонал, закрепленный за этими подстанциями, под руководством диспетчера предприятия электросетей или диспетчера энергосиситемы. При этом могут применяться три формы обслуживания: дежурство персонала на подстанции, дежурство персонала на дому, обслуживание группы подстанций оперативно-выездными бригадами (ОВБ) и оперативно-ремонтным персоналом (ОРП).

В процессе эксполуатации электрооборудования с течением времени портится изоляция, изнашиваются токоведущие части, обмотки и подшибники электрических машин, отдельные механические детали. В результате этого, а также из-за заводских дефектов, неправильных действий персонала, загрязнения, неьлагоприятных атмосферных условий и других причин происходит износ и повреждение электрооборудования. Поэтому на электростанциях и в сетях периодически проводят планово0предупредительный ремонт оборудования.

Планово-предупредительный ремонт представляет собой комплекс работ, направленных на поддержание и восстановление работоспособности оборудования путем обслуживания, ремонта и замены изношенных деталей и узлов с тем, чтобы в дальнейшем обеспечить его надежную и экономичную работу. Он состоит из межремонтного обслуживания, текукщего, среднего и капитального ремонта.

Для каждого вида оборудования периодичность ППР устанавливается Правилами технической эксплуатации (ПТЭ). Однако энергосистемам разрешается изменять периодичность ремонта в зависимости от состояния оборудования. Кроме того, 6-е издание “Объем и нормы испытаний электрооборудования” ориентирует предприятия на расширение использования контроля состояния электрооборудования под рабочим напряжением, который позволит выявлять дефекты на ранних стадиях их развития. При этом возможен отказ от некоторых трудоемких видов традиционных испытаний, а по мере накопления опыта контроля под рабочим напряжением – переход от периодического ремонта оборудования в установленные сроки к ремонту по его техническому состоянию на основании диагностики. Этим же директивным документом расширен объем испытаний.

Увеличение межремонтных периодов сокращает затраты и является значительным резервом сокращения времени простоя оборудования в ремонте.

Другим источником экономии является сокращение времени простоя оборудования непосредственно в ремонте. Для этого внедряют агрегатно-узловые и индустриально-заводские способы ремонта. При агрегатно-узловом способе ремонта отдельные агрегаты или узлы демонтируют и заменяют заранее отремонтированными из обменного фонда. При индустриально-заводском способе однотипное оборудование ремонтируют на заводе или в специализированных мастерских, а затем устанавливают взамен выведенного в ремонт. [9]

Обслуживание системы охлаждения состоит в наблюдении за работой и в техническом уходе за оборудованием, используемым в системе охлаждения. При техническом уходе руководствуются заводскими инструкциями и местными указаниями по обслуживанию оборудования. Осмотр систем охлаждения выполняют одновременно с осмотром трансформаторов. При осмотре проверяется следующее: целость системы охлаждения, т.е. отсутствие течи масла; работа радиаторов – по их нагреву, определяемому на ощупь; работа абсорбных фильтров – ощупыванием рукой, состояние креплений трубопроводов, охладителей, насосов и вентиляторов; работа вентиляторов – по отсутствию вибрации, скрежета и задевания крыльчаток за кожух. Следует отметить, что главными причинами поломки крыльчвток, износа подшипников и течи масла из охлаждающих устройств является повышенная вибрация, появляющаяся из-за несвоевременного устранения мелких дефектов, ослабления болтовых креплений, плохой смазки подшипников, осевых биений крыльчаток вентиляторов и т.д.

Технический уход за устройствами систем охлаждения заключается в устранении обнаруженных при осмотрах неисправностей, замене износившихся деталей (лопаток насосов, лопастей вентиляторов, подшипников), чистке охладителей и вентиляторов, смазке подшипников, контроле сопротивления изоляции электродвигателей.

При осмотрах шкафов автоматического управления охлаждением проверяют отсутствие нагрева и коррозии контактов, а также повреждений изоляции токоведущих частей аппаратуры, уплотнений днищ и дверей шкафов от проникновения в них пыли и влаги.

Внеочередной осмотр автоматических выключателей в шкафах проводят после каждого отключения ими тока КЗ. Необходимо осматривать контакты магнитных пускателей и автоматических выключателей после автоматического отключения электродвигателей вентиляторов и насосов. При осмотрах следует руководствоваться требованиями безопасности, так как наличие напряжения на токоведущих частях аппаратов и сборных узлов, не имеющих защитных кожухов, представляет опасность для персонала.

Исправность схем питания двигателей охлаждения и действия АВР проверяют по графику не реже одного раза в месяц.

Эффективность работы систем охлаждения в целом проверяют по температуре верхних слоев масла в трансформаторе. При исправном охлаждении максимальная температура масла не должна превышать 95°С.

За максимальную температуру масла здесь принимается температура масла под крышкой бака, измеренная при работе трансформатора с нормальной нагрузкой в течение 10 … 12 часов.

В эксплуатации при номинальной нагрузке трансформатора температура верхних слоев масла редко достигает максимального значения. Однако если это случается, особенно у трансформаторов, включаемых в работу после ремонта, то возможны следующие причины повышения нагрева масла: закрыты или не полностью открыты плоские краны радиаторов; из верхних коллекторов радиаторов не выпущен воздух при заполнении радиаторов маслом; сильно загрязнены наружные поверхности радиаторов.

Контроль за нагрузками трансформаторов ведется по амперметрам, на шкалах которых должны быть нанесены красные риски, соответствующие номинальным перегрузкам обмоток. Это облегчает наблюдение за режимом работы трансформатора и помогает предупредить перегрузки. Нанесение рисок на стеклах приборов не допускается из-зи возможной ошибки при отсчете. [9]

Контроль за напряжением, подведенным к трансформатору, и напряжением его вторичных обмоток ведется по вольтметрам, измеряющим напряжение на шинах.

Превышение напряжения на трансформаторах сверх номинального допускается в сравнительно небольших пределах: длительно на 5 % при нагрузке не более номинальной и на 10% при нагрузке не более 25% от номинальной.

При этом линейное напряжение на любой обмотке не должно превыщать наибольшего рабочего напряжения для данного класса напряжения трансформатора:

Класс напряжения, кВ ………. 61035110

Наибольшее рабочее

напряжение, кВ ……………… 6,911,540126

Превышение указанных значений напряжений приводит к насыщению магнитопровода, резкому увеличению тока и потерь холостого хода (потери в стали возрастают пропорционально квадрату напряжения). Увеличение потерь в стали является причиной местных нагревов стальных конструкций магнитопровода.

Контроль за тепловым режимом трансформаторов сводится к периодическим измерениям температуры верхних слоев масла в баках. Измерения выполняют при помощи стеклянных термометров, погруженных в специальные гильзы на крышках трансформаторов, дистанционных термометров сопротивления и термометров манометрического типа – термосигнализаторов. На крышке трансформатора устанавливается по два термосигнализатора с переставными контактами. Контакты одного из них используют для управления системой охлаждения, другого – для сигнализации и отключения трансформатора в случае превышения допустимых температур масла.[9]

Сроки периодических осмотров устанавливаются местными инструкциями. На подстанциях с постоянным дежурством персонала трансформаторы осматривают не реже одного раза в сутки, а на подстанциях, обслуживаемых оперативно-выездными бригадами – не реже одного раза в месяц. Осмотры должны также производиться при получении сигнала о нарушении режима работы трансформаторов или их систем охлаждения, при срабатывании устройств релейной защиты и автоматики. При стихийных бедствиях (пожарах, землетрясениях и т.д.) трансформаторы должны осматриваться немедленно.

При периодических осмотрах проверяют состояние внешней изоляции трансформаторов (вводов и установленных на них и в нейтрали разрядников и опорных изоляторов), отсутствие трещин или сколов изолтрующих элементов, определяют степень загрязнения поверхностей изоляции (особое внимание уделяют состоянию поверхности в зонах повышенных загрязнений внешней изоляции), выявляют наличие посторонних предметов, сокращающих изоляционные промежутки и повышающих уровень коронирования токоведущих частей.

По маслоуказателям (масломерным стеклам) определяют соответствие уровня масла в баке трансформаторов и расширителях негерметичных маслонаполненных вводов температурным отметкам, одновременно обращая внимание на цвет масла, видимого в масломерном стекле (потемневшее масло свидетельствует о его термическом разложении из-за повышенного нагрева внутри трансформатора или о появлении в масле взвешенного углерода, например из-за электрических разрядов в нем).

При осмотре трансформаторов с герметичными вводами по манометру контролируют давление в них. Проверяют нормальное состояние кранов, фланцев и люков бака, а также резиновых прокладок и уплотнений (они не должны разбухать или выпучиваться); целость и исправность приборов (термометров, манометров, газовых реле); исправность заземления бака трансформатора; наличие и исправность устройств пожаротушения, маслоприемных ям и дренажей.

Осматривая газовое реле, обращают внимание на заполнение маслом смотрового стекла и правильность положения отсечного клапана, размещенного на маслопроводе, соединяющем расширитель с баком трансформатора.

Проверяют целостность мембраны выхлопной трубы и закрытое положение диска предохранительного клапана. Визуально оценивают состояние доступных уплотнений фланцевых соединений масляной системы, отсутствие течи масла во фланцах и арматуре.

Осматривая через смотровые стекла индикаторный силикагель в воздухоосушителях бака трансформаторов, контролируют его цвет (должен быть голубым), так как изменение цвета до розового свидетельствует об увлажнении сорбента и необходимости его замены (перезарядка воздухоосушителя).

При осмотре трансформаторов контролируют состояние доступных контактных соединений на вводах и ошинковке (на ответственных трансформаторах может быть с помощью пирометров) – появление цыетных потеков, потемнение или выгорание окраски, “струящийся” воздух над контактом, испарение дождевой влаги или таяние снега, инея свидетельствуют об их повышенном нагреве.

Проверяют внешнее состояние устройств регулирования напряжения под нагрузкой. При этом необходимо сверять показания указателя положения переключателя на щите управления и приводе РПН, так как по ряду причин возможно несоответствие показаний сельсина-датчика и сельсина-приемника. Проверяют также одинаковые положения переключателя РПН всех параллельно работающих трансформаторов или отдельных фаз при пофазном управлении. Наличие масла в баке контактора проверяют по маслоуказателю – при пониженном его уровне увеличивается время горения дуги на контактах устройства.

При остановленных вентиляторах охлаждения (если они имеются) характер издаваемого трансформаторами шума является дополнительным показателем их состояния. Потрескивания или щелчки, периодическое изменение уровня или тона гудения, дребезжащие звуки являются свидетельством возможной неисправности.

Проверяют состояние надписей и окраски трансформатора.

В закрытых камерах трансформаторов проверяют исправность кровли, дверей и вентиляционных проемов. При нормальной работе вентиляции помещения разность температур входящего снизу и выходящего сверху воздуха не должна превышать 15°С при номинальной нагрузке трансформатора.

Во время осиотра не разрешается выполнять какие-либо работы. При обнаружении любых неисправностей, требующих немедленного вмешательства, обход прекращают и организуют работы по устранению неисправленности в установленном порядке.

Осмотры, проводимые в светлое время суток, чередуют с осмотрами в темноте, когда наиболее полно выявляются дефекты (с применением пирометров часть этой работы - проверку состояния контактов – можно выполнить в светлое время суток), являющиеся источниками свечения: нагрев контактных соединений, коронные разряды по поверхности внешней изоляции и др.

При внеочередных осмотрах трансформаторов наружной установки, проводимых в период резкого снижения температуры окружающего воздуха, при урагане, сильном снегопаде и гололеде проверяют уровень масла, состояние вводов и системы охлаждения, обращают внимание на наличие на токоведущих частях посторонних предметов или возможность их появления. При стихийных явлениях (гроза, сильный дождь, землетрясение) контролируют срабатывание разрядников (по регистраторам срабатывания) или перекрытие изоляции, наблюдают за поверхностными разрядами по увлажненной изоляции, проверяют смещение (перекосы) трансформаторов или их отдельных элементов (вследствие толчков при землетрясениях).

Внеочередные осмотры трансформаторов также проводят после сквозного короткого замыкания или при появлении сигнала газового реле, проверяя состояние токоведущих частей, обтекаемых током КЗ, и изоляторов, подвергающихся динамическим нагрузкам, или состояние газового реле и его цепей.

При необходимости внеочередной осмотр проводят с отключением трансформаторов для более полного изучения их элементов, состояние которых внушает опасения или доступ к которым невозможен без снятия напряжения.

Если по результатам осмотра возникнет необходимость срочного отключения трансформатора, то дежурный подстанции или электростанции докладывает об этом диспетчеру ПЭС или дежурному инженеру электростанции, который принимает решение об отключении аврийного трансформатора (естественно, решение об отключении аврийного трансформатора принимается совместно с руководством предприятия).

При осмотре маслонаполненных вводов, находящихся под напряжением, проверяют:

уровень масла во вводе по маслоуказателю расширителя (при температуре окружающего воздуха 20°С уровень масла должен находиться на половине высоты маслоуказателя);

состояние и цвет силикагеля в воздухоочистительном фильтре;

давление масла в герметичных вводах;

отсутствие течей масла в местах соединений фарфоровых покрышек с соединительной втулкой, а также в соединениях отдельных деталей в верхней части ввода;

отсутствие загрязнений поверхности, трещин и сколов фарфора;

состояние фланцев и резиновых уплотнений;

отсутствие потрескиваний и звуков разрядов;

отсутствие нагрева контактных соединений.

Контроль изоляции вводов (КИВ). Вводы конденсаторного типа с бумажно-масляной изоляцией заполняются небольшим количеством масла и имеют повышенные градиенты электрического поля.В этих условиях причинами повреждений вводов обычно являются тепловые пробои бумажной изоляции.

Большую часть повреждений связывают с увлажнением и технологическими дефектами бумажной основы. Развитие повреждений происходит в течение более или менее продолжительного периода времени.

Контроль за трансформаторным маслом. Состояние трансформаторных масел оценивают по результатам испытаний, которые в зависимости от их объема делят на три вида: испытание на электрическую прочность (определение пробивного напряжения, содержания воды и механических примесей); сокращенный анлиз (испытание на электрическую прочность, определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, температуры вспышки и цвета масла); полный анализ (испытание в объеме сокращенного анализа, определение тангенса угла диэлектрических потерь tg d - отношения активного тока утечки к емкостному току, натровой пробы, стабильности против окисления, влагосодержания и механических примесей).

Установлена следующая периодичность испытаний трансформаторного масла: перед включением в работу трансформатора напряжением до 35 кВ – сокращенный анализ, на 110 кВ и выше - сокращенный анализ, измерение tg d и влагосодержания.

Похожие работы

Проектирование тяговой подстанции переменного тока

Скачать

56822

12

9

... с запозданием реагирует на падение напряжения и привносит с собой противоречивые требования по техническому содержанию. Компенсаторы дисбаланса Еще во времена проектирования первых тяговых подстанций на 25 кВ, 50 Гц переменного тока возникла проблема их подключения к национальной энергетической сети. Действительно, тяговые подстанции соединяются с сетью поставщика энергии (государственной ...

Проектирование транзитной тяговой подстанции для питания системы тяги 2 х 27,5 кВ

Скачать

53584

14

23

... 380/260 – 40/80 Sн = 20,8 кВт Sн > Sзар 20,8 > 2,834 кВт Iн = 80 А Iн > Iзар 80 > 21,1 А Глава 4. План тяговой подстанции Разработка плана тяговой подстанции. План транзитной тяговой подстанции переменного тока системы электроснабжения 2 ´ 27,5 кВ разрабатываем в соответствии с рекомендациями изложенными в [4]. Открытую часть подстанции монтируем на конструкциях, ...

Цифровая защита фидеров контактной сети постоянного тока ЦЗАФ-3,3 кВ, эффективность использования, выбор уставок в границах Тайгинской дистанции электроснабжения

Скачать

116226

28

14

... 115537,893 Итого - - 1050310,49 Годовой эффект совокупных затрат определяется по формуле, р.: Срок окупаемости срок определяется по формуле (2.9) Коэффициент эффективности определяется по формуле (2.10) Применение цифровой защиты фидеров контактной сети постоянного тока ЦЗАФ-3,3 выгодно, так как эффективность от внедрения данной защиты составляет 2,334 и окупится менее чем за ...

Проектирование основных параметров системы тягового электроснабжения

Скачать

490599

2

0

... сети   Экономическая оценка работы спроектированной системы тягового электроснабжения не может быть выполнена без оценки потерь электроэнергии в ее элементах. Потери электроэнергии в системе тягового электроснабжения складываются, в основном, из потерь в тяговой сети и потерь в трансформаторах. Ниже выполнен расчет этих потерь.  В результате расчета получены: значения годовых потерь энергии в ...