Проведение периодических проверок, измерений и испытаний трансформаторов и реакторов. Испытание трансформаторного масла периодичностьИспытание трансформаторного масла / Справка / EnergoboardТрансформаторное масло применяется в качестве изолирующей среды в силовых и измерительных трансформаторах, маслонаполненных вводах и выключателях. Условия работы масла в электрооборудовании (нагревании рабочим током, действие горящей дуги, загрязнение частицами твердой волокнистой изоляции, увлажнение от соприкосновения с окружающей средой и т.п.) предъявляют к нему довольно жесткие требования. Свежее трансформаторное масло перед заливкой в оборудование должно пройти испытание в соответствии с требованиями ПУЭ. Эксплуатационное трансформаторное масло испытывается в соответствии с требованиями ПЭЭП. Для испытаний пробу трансформаторного масла, прибывшего с завода-изготовителя или находящегося в электрооборудовании, отбирают из нижней части ем кости или бака оборудования, предварительно промыв маслом сливное отверстие. Посуда, в которую отбирают пробу масла, должна быть чистой и хорошо высушенной. Минимальное пробивное напряжение масла определяют на аппаратах типа АМИ-80 или АИИ-70М в маслопробойном сосуде со стандартным разрядником, который со стоит из двух плоских латунных электродов толщиной 8 мм с закругленными краями и диаметром 25 мм с расстоянием между электродами 2,5 мм. Перед испытанием банку или бутылку с пробой масла несколько раз медленно переворачивают вверх дном, добиваясь, чтобы в масле не было пузырьков воздуха. Фарфоровый сосуд, в котором испытывают масло, вместе с электродами три раза ополаскивают маслом их пробы. Масло льют на стенки сосуда и электроды тонкой струей, чтобы не образовались воздушные пузырьки. После каждого ополаскивания масло пол ностью сливают. Уровень залитого масла в сосуде должен быть на 15 мм выше верхнего края электрода. Защитному маслу в сосуд необходимо отстояться 15-20 мин. для удаления воздушных пузырьков. Повышение напряжения до пробоя производится плавно со скоростью 1-2 кВ/с. После пробоя, который отмечается искрой между электродами, напряжение снижают до нуля и вновь увеличивают до следующего пробоя. Всего производится шесть пробоев с интервалами между ними 5-10 мин. После каждого пробоя из промежутка между электродами стеклянными или металлическими чистыми стержнями помешиванием удаляют обуглероженные частицы масла. Затем жидкости дают отстояться в течение 10 мин. Напряжение, при котором происходит первый пробой, во внимание не принимается. Пробивное напряжение трансформаторного масла определяется как среднее арифметическое значение из пяти последующих пробоев. Нормы приемо-сдаточных испытаний.Объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторного масла.В соответствии с требованиями ПУЭ трансформаторное масло на месте монтажа электрооборудования испытывается в следующем объеме:
Анализ масла перед заливкой в оборудование.Каждая партия поступившего с завода трансформаторного масла перед заливкой в оборудование должна подвергнуться однократным испытаниям по всем показателям, приведенным в табл. 2.14, кроме п.3. Значения показателей полученных при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в табл. 2.14. Масла, изготовленные по техническим условиям, не указанным в табл. 2.14, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла. Анализ масла перед включением оборудования.Масло, вновь залитое в оборудование, перед его включением под напряжение после монтажа должно быть подвергнуто сохраненному анализу. В сокращенный анализ масла входят: определение минимального пробивного напряжения, качественное опре деление наличия механических примесей и взвешенного угля, определение кислотного числа, выяснение реакции водной вытяжки или количественное определение водорастворимых кислот и установление температуры вспышки. Нормы испытаний представлены в пп. 1-6 табл. 2.14, а для оборудования 110 кВ, кроме того, в п. 12 табл. 2.14. Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании. При заливке в электрооборудование свежих кондиционных масел разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешения, причем стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного из смешиваемых масел, обладающего мень шей стабильности. Проведение периодических проверок, измерений и трансформаторного масла, находящегося в эксплуатацииВ процессе эксплуатации качество трансформаторного масла должно соответствовать нормам, указанным в табл. 2.21. Объем и периодичность испытаний эксплуатационного масла зависит от конкретного типа оборудования или аппарата. Для силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов трансформаторное масло испытывается в объеме и сроки, согласно нормативов. Для масляных выключателей трансформаторное масло испытывается в объеме и сроки, согласно нормативов. Для измерительных трансформаторов трансформаторное масло испытывается в объеме и сроки, согласно нормативов. Для маслонаполненных вводов трансформаторное масло испытывается в объеме и сроки, согласно нормативов. energoboard.ru Периодичность отбора проб трансформаторного масла из маслонаполненного оборудованияПоступающие на предприятия свежие масла должны иметь паспорт поставщика, с указанием ГОСТа или МРТУ и удовлетворять нормам, указанным в табл. 4.1. Полученные масла до слива из цистерн подвергаются лабораторному анализу на вязкость, кислотное число, реакцию водной вытяжки,температуру вспышки, прозрачность и механические примеси. Масла, слитые из цистерн, должны быть приведены в состояние, пригодное для заливки в оборудование. Если имеются данные о загрязнении масла другими нефтепродуктами или несоответствие результатов испытания требованиям ГОСТ или техусловиям, предприятия должны предъявлять рекламацию поставщику. Полному анализу с определением стабильности и диэлектрических потерь должны подвергаться: а) все поступающие свежие масла; б) масла после регенерации и введения антиокислительных присадок; в) масла перед заливкой в оборудование напряжением 220 кВ и выше; г) масла перед введением антиокислительной присадки должны быть проверены на восприимчивость к присадке в лаборатории. Проверку содержания амидопирина (пирамидона) в стабилизированном масле производить 1 раз в три года. Контроль содержания дибутилпаракрезола производить по стабильности масла 1 раз в 3 года. Отбор проб масла на анализ из оборудования 500 кВ производится в следующие сроки: а) трансформаторы тока – 1 раз в три года; б) трансформаторы напряжения – 1 раз в два года; в) силовые трансформаторы – 1 раз в год; г) вводы – 1 раз в три года. После включения в эксплуатацию вновь смонтированных, а также после капитальных ремонтов силовых трансформаторов мощностью более 1000 кВ∙А, напряжением до 220 кВ включительно следует производить сокращенный анализ через 1 и 3 месяца после включения, далее согласно периодичности, приводимой в инструкции. У трансформаторов 500 кВ проверка масла производится через 10 дней после включения, затем через 1 и 3 месяца, далее согласно периодичности, приводимой в инструкции. Измерению диэлектрических потерь должны подвергаться масла трансформаторов и вводов напряжением 220 кВ и выше в сроки: а) перед включением в работу; б) после капитальных ремонтов; в) в период эксплуатации – не реже 1 раза в три года, а также если tgδ обмоток или основной изоляции вводов трансформаторов и масляных выключателей имеет значения, близкие к предельным, указанным в нормах. Контроль качества масла, находящегося в баках устройства РПН, должен производиться в период между текущими ремонтами трансформатора (не реже одного раза в год) лишь по величине пробивного напряжения, которое не должно быть ниже 20 кВ. Каждая третья проба из одного и того же бака переключателя должна подвергаться сокращенному анализу. Отбор проб масла на сокращенный анализ и содержание присадки амидопирина из малогабаритных вводов должен производиться через год после ввода в работу и затем через каждые 3 года. Смену масла в гидрозатворах малогабаритных вводов 110 – 220 кВ, снабженных дополнительные выносными осушителями, производить 1 раз в 4 года. Без осушителей – 1 раз в 3 года. Замену масла в гидрозатворах 350 – 500 кВ производить по результатам проводимой не реже одного раза в 2 года проверки масла в случае, если электрическая прочность масла снизится против первоначального значения более чем на 5 кВ. В герметизированном оборудовании пробы масла должны отбираться согласно инструкции завода-изготовителя. Внеочередной анализ на содержание взвешенного угля из многообъёмных выключателей 110 – 500 кВ производится после отключения короткого замыкания мощностью более половины паспортного значения, разрывной мощности выключателя или короткого замыкания мощностью меньше половины паспортного значения. Зауглероженное масло (масло с содержанием угля 3 балла) заменяются свежим в ближайший ремонт. В случае срабатывания газовой зашиты силового трасформатора отбирается проба газа из газового реле и внеочередная проба масла на сокращенный анализ с определением температуры вспышки и наличияугля. Из баков многообъёмных масляных выключателей, установленных в ОРУ, необходимо сливать отстой воды и грязи со дна весной при наступлении тепла. При обнаружении воды в масле отыскать и устранить дефект в уплотнении. О проведённом сливе и наличии воды в масле делается отметка в паспорте выключателя. У резервного оборудования сокращенный анализ масла производится перед профилактическими испытаниями, но не реже 1 раза в 3 года. У аппаратов ёмкостью до 20 л анализ масла не производится, масло заменяется свежим при капитальном ремонте. Стабилизация масел 1. Для повышения стабильности регенерированных масел рекомендуется добавлять и них до 25 % свежего масла, не имеющего антиокислительной присадки. 2. Стабильность регенерированного масла может быть улучшена так же добавлением в него (после проверки масла на восприимчивость к присадке) одной из антиокислительных присадок: дибутилпаракрезола, амидопирина, антраниловой кислоты. 3. Масла, стабилизированные различными антиокислительными присадками, не следует смешивать друг с другом. Доливку стабилизированных масел рекомендуется производить маслом того же сорта [22]. Необходимо иметь в виду, что при введении антраниловой кислоты увеличивается кислотное число масла и масло имеет кислую реакцию водной вытяжки. Стабильность свежего и регенерированного масел может быть улучшена введением антиокислительных присадок – мидопирина (пирамидона), ДБК, антраниловой (аминобензойной) кислоты. Стабилизируют товарные масла, не содержащие присадок и регенерированные. Стабилизированным маслом следует заливать и доливать малогабаритные трансформаторы после ремонта, а также вводы и другое оборудование. Подвергающиеся стабилизации масло должно быть проверено на восприимчивость к присадке в центральной высоковольтной лаборатории. После получения заключения о восприимчивости масла к присадке разрешается ее введение.
Похожие статьи:poznayka.org Испытание трансформаторного маслаВ измерительных и силовых трансформаторах в качестве изолирующей среды используется трансформаторное масло. К маслу предъявляются жесткие требования, в процессе электрооборудования оно испытывает нагрузки от нагревания рабочим током, действия горящей дуги, увлажнения от соприкосновения с окружающей средой и тд. Перед использованием в оборудовании, свежее масло должно пройти испытания в соответствии с требованиями ПУЭ, эксплуатируемое масло проходит испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП. Для проведения испытаний в чистую посуду берут пробу масла из нижней части бака оборудования. Пробивное напряжение масла определяется на аппаратах типа АМИ-80 или АИИ-70М, предварительно переворачивая несколько раз сосуд с пробой масла, чтобы избежать попадание масла в аппарат. Уровень масла в сосуде должен быть выше верхнего края электрода на 15 мм. Для удаления пузырьков воздуха маслу необходимо отстояться 15-20 мин. Далее плавно, со скоростью 1-2кВ/с, повышается напряжение. После появления искры между электродами, напряжение снижается до нуля и вновь повышается до следующего пробоя. Это делается шесть раз с интервалом 5-10 минут, каждый раз удаляя обугленные частицы специальными стержнями. Затем жидкость отстаивается в течение 10 мин. Среднее пробивное напряжение вычисляется путем определения среднего арифметического значения последних 5 пробоев. Объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторного маслаВ соответствии с требованиями ПУЭ трансформаторное масло на месте монтажа электрооборудования испытывается в следующем объеме:
Анализ масла перед заливкой в оборудованиеПеред заливкой в оборудование каждая партия масла проходит однократное испытание. По тем же показателям производится проверка масла изготовленного по техническим условиям. Анализ масла перед включением оборудованияНовое масло перед включением оборудования подвергается сокращенному анализу в который входят: определение минимального пробивного напряжения, качественное определение наличия механических примесей и взвешенного угля, определение кислотного числа, выяснение реакции водной вытяжки или количественное определение водорастворимых кислот и установление температуры вспышки. Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешиванииПри заливке кондиционных масел смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешения. Причем стабильность смеси не должна быть хуже стабильности одного из смешиваемых масел. Проведение периодических проверок, измерений и трансформаторного масла, находящегося в эксплуатацииВ процессе эксплуатации качество трансформаторного масла должно соответствовать нормам, указанным в табл. 2.21.Объем и периодичность испытаний зависит от типа оборудования и должно соответствовать нормам. elekom.ru Проведение периодических проверок, измерений и испытаний трансформаторов и реакторовПроведение периодических проверок, измерений и испытаний силовых трансформаторов, автотрансформаторов и масляных реакторов находящихся в эксплуатации Нормы испытаний трансформаторов, находящихся в эксплуатации.Трансформаторы, автотрансформаторы и масляные выключатели (далее трансформаторы), находящиеся в эксплуатации, подвергаются периодическим проверкам, измерениям и испытаниям (далее испытания) в сроки и в объеме предусмотренных данным разделом. Профилактические испытания проводят при проведении капитального ремонта (К), текущего ремонта (Т) и в межремонтный период (М).
Объем профилактических испытаний, предусмотренный ПЭЭП, включает следующие работы.
Определение условий включения трансформатора.Проводится при капитальном ремонте. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе, а также при соответствии изоляционных характеристик масла и обмоток в соответствии с требованиями настоящего раздела. Характеристики изоляции трансформаторов должны измеряться при одной и той же температуре или приводиться к одной базисной температуре. Значения R60, tgδ, С2/С50 и АС/С относятся ко всем обмоткам рассматриваемого трансформатора. При заполнении трансформаторов маслом с иными характеристиками, чем у слитого до ремонта, может наблюдаться изменение сопротивления изоляции и tgδ, что должно учитываться при комплексной оценке состояния трансформаторов. Трансформаторы, прошедшие ремонт без замены обмоток или изоляции, могут быть включены в работу без подсушки или сушки при соответствии показателей масла и изоляции обмоток требованиям табл. 2.15 и продолжительности пребывания активной части на воздухе требованиям табл.2.16. Контрольную подсушку обмоток трансформатора проводят в следующих случаях:
Сушку трансформаторов, прошедших капитальный ремонт с полной или частичной заменой обмоток или изоляции производят во всех случаях независимо от результатов измерения характеристик изоляции и масла. Сушке также подлежат трансформаторы в следующих случаях:
Условия включения сухих трансформаторов без сушки определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Капитальный ремонт трансформатора необходимо производить в помещении. Температура активной части в течение всего времени пребывания на воздухе должны превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее, чем на 6°С и во всех случаях не должны быть ниже 10°С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, то трансформатор перед ревизией должен быть прогрет. Температура активной части в процессе пребывания на воздухе определяется любым термометром (кроме ртутного), установленным на верхнем ярме магнитопровода. Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части на воздухе при соблюдении упомянутых выше требований, не должна превышать пределов указанных в табл. 2.16. При относительной влажности воздуха более 85% вскрытие активной части допустимо проводить только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно создать необходимые условия для вскрытия активной части.
Таблица 2.15. Порядок и объем проверки изоляции обмоток трансформаторов после капитального ремонта и заливки маслом
Таблица 2.16. Продолжительность работ, связанных с пребыванием активной части силовых трансформаторов на воздухе
Измерение сопротивления изоляции:1) обмоток с определением R60/R15. Проводится при капитальном, текущем ремонтах и в межремонтный период. Измерение сопротивления изоляции обмоток производится как до ремонта, так и после его окончания. Измерение проводят мегаомметром 2500 В по схемам табл. 2.2. При текущем ремонте измерение производится, если специально для этого не требуется расшиновка трансформатора. Для трансформаторов на напряжение 220 кВ сопротивление изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С. Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции, при которых возможно включение трансформаторов в работу после капитального ремонта, регламентируются табл. 2.17. При текущем ремонте и межремонтных испытаниях R60 и R60/R15 не нормируются, но они не должны снижаться за время ремонта более чем на 30% и должны учитываться при комплексном рассмотрении всех результатов измерений параметров изоляции и сопоставляться с ранее полученными. О порядке проведения измерений и оценке значения отношения R60/R15 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3. Таблица 2.17. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле
2) ярмовых балок, прессующих колец и доступных для выявления замыкания стяжных шпилек. Проводится при капитальном и текущем ремонтах. Проверка изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец для выявления замыкания производится у силовых масляных трансформаторов только при капитальном ремонте, а у сухих трансформаторов и при текущем ремонте. Сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок, прессующих колец измеряют мегаомметром на 2500 В для масляных трансформаторов и 1000 В для сухих силовых трансформаторов. Величина сопротивления изоляции не нормируется, но, для ориентировки, она находится в пределах 2-3 МОм для масляных трансформаторов для номинального напряжения 10 кВ и 10-20 МОм для трансформаторов 110 кВ и выше. Для сухих трансформаторов величина сопротивления изоляции находится в пределах 1-2 МОм. Стяжные шпильки и прессующие кольца проверяются относительно стали магнитопровода и ярмовых балок. Ярмовые балки проверяются относительно магнитопровода. При удовлетворительных результатах измерения изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок последующие испытания проводятся напряжением 1000 В частотой 50 Гц. Продолжительность испытания 1 мин. В эксплуатации изоляция шпилек, ярмовых балок и прессующих колец считается неудовлетворительной при снижении более, чем на 50% от исходных величин. Наиболее распространенной причиной низкой изоляции являются заусеницы и грязь под стальными шайбами. После производства измерений заземление всех четырех ярмовых балок и магнитопровода должно быть восстановлено. Незаземленными остаются только стяжные шпильки ярма. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток.Проводится при капитальном и текущем ремонтах. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей. При межремонтных испытаниях измерение производится у силовых трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше или мощностью 31500 кВ А и более. У трансформаторов на напряжение 220 кВ tgδ рекомендуется измерять при температуре не ниже 30°С, а до 150 кВ - не ниже 10°С. Для трансформаторов, прошедших капитальный ремонт, наибольшие допустимые значения приведены в табл. 2.18. В эксплуатации значение tgδ не нормируется, но оно должно учитываться при комплексной оценке результатов измерения сопротивления изоляции. Измерение tgδ должны производиться при одной и той же температуре или при водятся к одной температуре. О порядке проведения измерений тангенса угла диэлектрических потерь tgδ следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3. Таблица 2.18. Наибольшие допустимые значения tg о изоляции обмоток трансформатора в масле
2.3.5. Определение отношения С2/С50.Проводится при капитальном ремонте. Измерение отношения С2/С50 не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей. Измерение отношения С2/C50 должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре. Наибольшие допустимые значения С2/C50 изоляции обмоток трансформаторов в масле представлены в табл. 2.19. О порядке проведения измерений отношения С2/C50 следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3. Таблица 2.19. Наибольшие допустимые значения С2/С50 изоляции обмоток трансформатора в масле
2.3.6. Определение отношения ΔС/С.Проводится при капитальном ремонте. Измерение отношения ΔС/С не обязательно для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А. Кроме того измерения не производятся и у сухих трансформаторов всех мощностей. Измерение отношения ΔС/С должны производиться при одной и той же температуре или приводятся к одной температуре. Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов в представлены в табл. 2.20
Таблица 2.20. Наибольшие допустимые значения ΔС/С изоляции обмоток трансформаторов 110 кВ и выше без масла
Значения ΔC/С, измеренные по схемам табл. 2.2, относятся ко всем обмоткам испытываемого трансформатора. О порядке проведения измерений отношения ΔС/С следует руководствоваться также указаниями п. 2.2.3.
energoboard.ru Периодичность отбора проб трансформаторного маслаПрактическая работа № 16. Эксплуатация трансформаторного масла Цель работы:изучение правил эксплуатации трансформаторного масла.
Одним из самых капризных элементов масляного трансформатора является само масло. Оно должно удовлетворять ряду жестких требований. Для различных типов масел, масел разных заводов из нефти разного происхождения существуют различные нормы. Поставка свежего масла с завода обычно сопровождается соответствующим сертификатом на него. Масло неизвестного происхождения без документов использовать ни в коем случае нельзя: · во-первых, его параметры и состав могут не подходить к данным условиям; · во-вторых, смешение двух различных масел, по отдельности даже очень хороших, может привести к полной потере качества смеси масел.
Электрическая прочность - одна из основных характеристик диэлектрических свойств масла. Испытания масла на электрическую прочность проводятся в стандартном маслопробойнике(рис.1 ), представляющем собой фарфоровый сосуд, в который вмонтированы два плоских или полусферических электрода с расстоянием 2 – 2,5 мм. Рис.1
Масло заливается в маслопробойник и отстаивается в течение 15 минут для удаления из него воздушных включений. Напряжение на электродах маслопробойника плавно повышается до пробоя масла. С интервалом 10 мин. выполняются шесть пробоев.
Первый пробой не учитывается, а среднее арифметическое пяти других пробоев принимается за пробивное напряжение масла. Снижение пробивного напряжения свидетельствует об увлажнении масла, наличии в нем растворенного воздуха, загрязнении масла волокнами от твердой изоляции и другими примесями.
Для определения показателей масла берется его проба в сухую, чистую, стеклянную емкость вместимостью около 1 л с притертой стеклянной пробкой.
Масло берется из нижних слоев через специальный сливной кран. Предварительно сливается некоторое количество масла (2…3 л) для ополаскивания стеклянной емкости. На емкости должна быть этикетка с указанием оборудования, из которого взята проба, даты, причины отбора пробы и фамилии лица, отобравшего пробу масла.
Периодичность отбора проб масла соответствует периодичности текущих ремонтов трансформатора.
Периодичность отбора проб трансформаторного масла
Основным врагом масла является влага, опасен маслу и кислород воздуха. Поэтому масло в трансформаторах отделяют от воздуха различными затворами и обезвоживают: · перед заливкой в трансформатор, · посла заливки, · а также во все время работы трансформатора.
Для защиты масла от увлажнения и старения в процессе эксплуатации трансформатора в его конструкции используется ряд специальных устройств: · расширитель, · воздухоосушители, · адсорбционные и термосифонные фильтры, · устройства азотной и пленочной защиты. В процессе работы трансформатор нагревается, при отключении охлаждается. Это сопровождается изменением объема масла в трансформаторе. При расширении масло вытесняется в маслорасширитель (рис.2), который соединен о верхней крышкой бака трансформатора. Объем расширителя должен быть достаточным, чтобы принять нагретое масло. Рис. 2 Устройство расширителя трансформаторов.
Для сбора и удаления осадков и влаги со дна расширите-ля предназначен отстойник 10 с отверстием, закрываемым пробкой 9 и служащим также для слива масла из расширителя. Изменение в расширителе уровня масла, а следовательно, его объема компенсируется атмосферным воздухом, поступающим в расширитель из окружающей среды через осушитель, подсоединяемый к патрубку 6. Отверстие с пробкой 5 предназначено для заполнения расширителя маслом, кольца 3 — для подъема, патрубок 4 — для соединения с предохранительной трубой. Чтобы осадки не попадали в трансформатор со дна расширителя, конец патрубка 7 выступает внутри расширителя на 50—60 мм. Расширитель устанавливают немного выше уровня крышки 6 трансформатора с помощью опорных пластин 12, которые приварены к кронштейнам 11, закрепляемым на крышке болтами.
Расширитель оборудуется воздухоосушителем, заполненным силикагелем, и имеющим масляный затвор – механизм для очистки от механических примесей. Принцип работы. В результате изменения темпера-туры масла в трансформаторе и температуры окружающей среды происходит вентиляция негерметичного трансформатора через дыхательную трубку, расположенную на верхней крышке трансформатора. На конце дыхательной трубки при помощи резьбового соединения, закрепляется воздухоосушитель. Воздух, «вдыхаемый» трансформатором, проходит через масляный гидрозатвор, где очищается от пыли и мелких частиц, далее воздух проходит через силикагелевый патрон, где силикагель впитывает влагу, содержащуюся в воздухе, осушая его, после этого воздух попадает непосредственно в трансформатор. Индикаторный силикагель в патроне цветом показывает уровень насыщения силикагеля влагой. Защита масла от увлажнения выполняется посредством термосифонных фильтров ТСФ (рис.3). ТСФ - это сосуд, наполненный адсорбентом - обычно силикагелем или алюмогелем - веществом, впитывающим в свои поры влагу, но не вступающим с ним в химическую реакцию. Когда силикагель насытится водой, его заменяют на свежий, а влажный сушат при 400-500°С.
Рис. 3 Термосифоны для сушки масла трансформатора: Дата добавления: 2015-07-20; просмотров: 1239 | Нарушение авторских прав mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.069 сек.)mybiblioteka.su | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
