Система автоматического пожаротушения блочного трансформатора

В соответствии с  проектом на блочных трансформатора и маслоохладителях трансформатора предусмотрена система автоматического пожаротушения, обеспечивающая:

- автоматическое управление электроприводом задвижек технологических направлений для блочного трансформатора и маслоохладителей;

- дистанционное управление электроприводом с панели БЩУ

- дистанционный пуск системы пожаротушения блочного трансформатора с отключением от сети 750 кВ и от генератора 24 кВ с панели БЩУ и кнопок расположенных на стене маслоохладителей;

- местное управление электроприводом задвижек с кнопочного поста УКП-3;

-  автоматически включение одного пожарного насоса, который стоит в дежурном режиме при открытии задвижки и переключении концевых выключателей электропривода в положение «Открыто».

Для обеспечения работы системы пожаротушения в аварийной ситуации (потеря управления электроприводом, обесточение сборок и шкафов управления и т.п.) предусмотрена ручная (байпасная) задвижка на каждом технологическом направлении.

 Все оборудование систем водоснабжения насосы, арматура, трубопроводы, и контрольно измерительные приборы, расположены в здании блочной насосной станции (БНС1ч4) энергоблоков.В качестве водопитателя установок пожаротушения турбинного отделения является наружный кольцевой противопожарный водопровод.

Алгоритм работы системы пожаротушения АУПТ блочного трансформатора на ЗАЭС.

При срабатывании газового реле защиты блочного трансформатора на любой из фаз, после отключения блочного трансформатора от сети действием автоматики пожаротушения обеспечивается:

- открытие задвижки соответствующего направления;

- включение главного пожарного насоса UJ10D01,02 на БНС 1ч4;

- отключение дренажных насосов UL10D03(D04);

- включение табло «Пожар трансформатора блока», панель HZ16 для блоков №1,2,3, панель HY-32 для блоков №4,5,6;

- закрытие отсечного клапана на расширительный бак соответствующей фазы трансформатора с выходом сигнала для блоков №1ч6 на панели HY-32 «Отсечной клапан фазы «A»(B,C) закрыт»;

- включение табло «Пожар» на панели HY-15 с сигналом ревуна для блоков №3-6;

- формирование сигнала «Пожар» на ЦЩУ панель 15.

При пожаре на блочном трансформаторе и не срабатывании газовой защиты предусмотрен дистанционный пуск пожаротушения ключами с панели HZ16 (блоки №1,2), с панели HZ17 (бл.№3ч6), или кнопками, расположенными на стене маслоохладителей на каждую фазу при этом:

- формируется команда на отключение блочного трансформатора от сети 750 кВ и от генератора;

- далее система АУПТ работает как и в автоматическом режиме.

При не открытии электрифицированной задвижки открывают ручную (байпасную), но при условии, что напряжение снято с трансформатора.

Контроль противопожарного режима помещений маслоохладителей осуществляется автоматической пожарной сигнализацией. В помещении маслоохладителей расположено по два дымовых пожарных извещателя СП212-5АС, информация от извещателей поступает на пульт пожарной сигнализации ППС-1, установленный на панели блочного щита управления HZ16(17). При формировании сигнала «Тревога» оперативный персонал БЩУ (НСБ, ВИУБ) дистанционно с панели открывают соответствующую задвижку.

 

Обслуживание силовых трансформаторов.

Для своевременного обнаружения и устранения в трансформаторах неисправностей, которые могли бы привести к серьезным повреждениям, проводятся периодические внешние осмотры трансформаторных установок:

а) с постоянным дежурством персонала:

- главных трансформаторов электростанции и подстанции, основных и резервных трансформаторов собственных нужд - 1 раз в смену;

- остальных трансформаторов - 1 раз в неделю;

б) без постоянного дежурства персонала: не реже чем 1 раз в мес«Ц, а в трансформаторных пунктах - не реже чем 1 раз в 6 месяцев,

Указанные сроки осмотров являются максимальными, поэтому в случае необходимости они проводятся чаще. Кроме того, при резком изменении погоды, стихийных явлениях или действиях сигнализаций производятся внеочередные осмотры трансформаторов.

Осмотры, производимые в светлое время суток или при включенном освещении следует перемежать с осмотрами в темноте, когда наиболее активно выявляются дефекты, сами по себе являющиеся источниками свечения; нагрев контактных соединении, коронные и другие виды частичных разрядов по поверхности внешней изоляции и др.

При осмотре необходимо проверять:

1)   отсутствие посторонних шумов, заметных вибраций.

Свидетельством возможных неисправностей служат потрескивания или щелчки, которые могут быть связаны с разрядами в баке (например, из-за разрыва заземления активной части), а также периодическое изменение уровня или тона гудения.

При появлении дребезжащих звуков, которые тоже могут быть вызваны дефектом трансформатора, следует, в первую очередь, проверить не связано ли это с неудовлетворительным закреплением какой-либо внешней детали;

2)   отсутствие течей масла в местах уплотнения баков, предохранительных клапанов, вводов системы охлаждения;

3)   температура системы охлаждения по термосигнализаторам, установленных на баках. Температура ВСМ в баках фаз блочного трансформатора не должна превышать +75 °С;

4)   уровень масла в расширителях и соответствие его температуре масла в баках;

5)   цвет индикаторного силикагеля в ВО, сухой силикагель должен быть голубым, изменение цвета до розового (свидетельствует об увлажнении сорбента и необходимости перезарядки ВО);

6)   состояние внешней изоляции, проверить нет ли трещин или сколов фарфора, степень загрязнения поверхности, не наблюдается ли коронирование;

7)   давление масла в герметичных вводах по установленных на них манометрах. Давление должно соответствовать графикам зависимости давления от температуры окружающего воздуха;

8)    отсутствие газа в газовых реле наблюдением через смотровое стекло;

9)   открытое положение отсечных клапанов на маслопроводе между газовым реле и расширителем. Положение клапана определяется по положению тяги при снятом стакане. (Внимание! При снятии стакана в нем возможен небольшой объем масла);

10)  целость мембраны выхлопной трубы на ТСН; Случайное разрушение мембраны может привести к попаданию влаги внутрь бака и к опасному увлажнению масла и изоляции;

11)  состояние доступных для наблюдения контактных соединений (на вводах ошиновки). Их повышенный нагрев может быть выявлен по состоянию термоиндикаторов, а также по внешнему виду контакта и шины; появление цветов побежалости, потемнение, выгорание окраски, и струящийся воздух над контактом. Очень сильный нагрев может вызвать свечение контакта, обнаруживаемое в начальной стадии в темное время суток, а на более развитых стадиях нагрева и днем.

Выявлению контактов с повышенным нагревом способствуют:

- осадки;

- испарения дождевой влаги;

- таяние снега, инея или льда.

12)  состояние установки пожаротушения фаз блочного трансформатора распределительных трубопроводов, оросителей, запорной арматуры;

13)  состояние системы охлаждения фаз блочного трансформатора:

- соответствие рабочему положению задвижек технологической схемы и наличие пломб на них;

- температуру масла на входе и выходе маслоохладителей по ртутным термометрам;

- давление масла по манометрам на напоре электронасосов;

- состояние цепей вторичной коммутации в ШАОТ, включенное положение автоматов, соответствие положения ключа управления заданному режиму управления охлаждением;

14) состояние устройств РЗА и блокировок трансформатора.

Оперативный персонал обязан следить за исправностью устройств РЗА и блокировок трансформаторов по внешнему их состоянию путем периодических осмотров и по действию сигнализации. Осмотры всех устройств РЗА оперативный персонал должен производить не менее одного раза в смену.

При осмотрах оперативный персонал обязан:

1) проверить правильность положения всех коммутационных аппаратов на щите оперативного тока, в кольцах питания панелей щита управления и устройств РЗА, в питании оперативным током КРУ;

2) проверить правильность положения автоматических выключателей, и других коммутационных аппаратов в схеме АВР, а также соответствие их положений первичной схеме;

3) по имеющейся сигнализации проверить исправность цепей управления выключателями и другими коммутационными аппаратами;

4) осмотреть газовые реле трансформаторов проверив в смотровом окне отсутствие воздуха в корпусе реле;

5) проверить уплотнения, двери и крышки релейных шкафов, сборок вторичных соединений шкафов ШАОТ особенно после дождя, таяния снега, метелей;

6) проверить положение накладок, переключающих устройств заданному режиму работы в соответствии с панельными картами, записями в журнале РЗА, журнале технических распоряжений;

7) результаты осмотра записать в журнал, обо всех неисправностях немедленно сообщить вышестоящему оперативному персоналу руководству ЭЦ и персоналу соответствующих подразделений.

Внеочередные осмотры трансформаторов должны производиться при экстремальных атмосферных условиях: резкое снижение температуры окружающего воздуха, ураган, сильный снегопад, гололед, ливень.

При этом проверяется уровень масла в расширителях, состояние вводов, системы охлаждения; при сильном ветре необходимо убедиться, что на токоведущих частях нет посторонних предметов и угрозы их появления.

Внеочередные осмотры проводят после таких стихийных явлениях, как грозы, землетрясение. в ходе этого осмотра соответственно проверяются срабатывание разрядников (по имеющимся на них регистраторам) или закрытия изоляции, смещения или перекосы как самого трансформатора, так и отдельных его элементов (вследствие толчков при землетрясении).

Внеочередные осмотры проводят также после сквозного КЗ или при появлении предупредительных сигналов о ненормальных режимах работы трансформаторов. В первом случае проверяется состояние токоведущих цепей, обтекавшихся током КЗ, а также изоляторов, перенесших воздействие динамических нагрузок.

За режимом работы трансформатора наблюдают по показаниям приборов, контролируя нагрузку трансформатора, напряжение на сторонах высшего и низшего напряжения.

При отключениях трансформатора следует проверить сопротивление изоляции мегаомметром напряжением 1000 В прессующих магнитопровод шпилек относительно активной стали и ярмовых балок и сопротивление изоляции ярмовых балок относительно активной стали. Значение сопротивления изоляции должно быть не менее 2 МОм.

 Сопротивление изоляции обмоток между собой и по отношению к заземленным частям следует проверить мегаомметром напряжением 2500 В.

Перед началом проверки отсоединить заземляющие шины, после проведения испытания подсоединить их.

Работа ТСН контролируется при помощи измерительных приборов:

- на панели HY-32(33) БЩУ-3(4) приборы показывают ток и напряжение на стороне 24 кВ ТСН, токи на стороне 6кВ ТСН, активную мощность, передаваемую ТСН;

- напряжение по каждой из секций 6кВ с.н. блока контролируется по вольтметрам, установленным на панели HY-32(33) БЩУ-3(4) или вольтметрам, установленным в ячейке ТН каждой секции;

- на расширителе масла основного бака ТСН установлен стрелочный указатель уровня масла;

- на расширителе масла бака отсека РПН ТСН установлен стрелочный указатель уровня масла;

- для контроля температуры верхних слоев масла ТСН установлены два манометрических термометра;

- учет электроэнергии, расходуемой на собственные нужды, осуществляется с помощью счетчиков электроэнергии, установленных в РЩБ .

Работа РТСН контролируется при помощи измерительных приборов:

- на ГЩУ приборы контролируются токи на стороне 330 кВ и 6,3кВ;

- на расширителе масла основного бака резервного ТСН установлен стрелочный указатель уровня масла ;

- на расширителе масла бака отсека РПН резервного ТСН установлен стрелочный указатель уровня масла;

- для контроля температуры верхних слоев масла резервного ТСН установлены два манометрических термометра;

- учет электроэнергии, расходуемой на собственные нужды, осуществляется с помощью счетчиков электроэнергии, установленных на секциях с.н.

Техническое обслуживание сухих трансформатора, осуществляется в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации электроустановок по инструкциям, учитывающим специфику конкретного объекта, климатической зоны и другие факторы.

· По измерительным приборам следует контролировать режим работы трансформатора, измерять ток и напряжение. В нормальных условиях эксплуатации ток нагрузки должен быть не более номинального. Превышение напряжения питающей сети с учетом колебания должно составлять не более 5 % напряжения, указанного на табличке технических данных для данного ответвления при мощности не выше номинальной, если по требованию потребителя в технических условиях на конкретные трансформаторы, не установлено значение превышения напряжения на 10 %.

· Трансформаторы, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться осмотрам. Осматривать трансформатор, без отключения в соответствии с местными условиями, но не реже одного раза в месяц. При осмотре проверяется состояние кожуха (если он имеется), выводов, ошиновки, заземления, контактных соединений, исправность пробивных предохранителей.

 

Вопросы для самопроверки

1 Укажите, какая система охлаждения применяется на блочном трансформаторе ОРЦ – 417000/750 кВ ?

2 Укажите, что входит в состав системы охлаждения блочного трансформатора?

3 Укажите количество маслонасосов работающих в системе охлаждения блочного трансформатора при работе в штатном режиме

4 Объясните автоматику работы системы охлаждения блочного трансформатора.

Газовая защита

При некоторых внутренних повреждениях трансформаторов даже самых незначительных («пожар» стали, межвитковые замыкания), под воздействием дуги или сильного нагрева, выделяются газообразные продукты разложения масла или изоляции и действует только газовая защита, почти в самом начале возникновения повреждения, в то же время максимальная и дифференциальная защиты «не чувствуют» из-за недостаточного тока срабатывания.

Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле, реагирующих на скопление в нем определенного объема газа, а также на быстроту его образования, косвенно связанную со скоростью перемещения масла в трубопроводе от бака к расширителю.

По своему принципу действия газовая защита может работать не только при внутренних повреждениях и опасных ненормальных режимах работы, но и при появлении в баке трансформатора воздуха, при толчках (движении) масла, вызванных любой причиной, механических сотрясениях, обусловленных сильной вибрацией корпуса трансформатора. Воздух попадает в корпус трансформатора при доливке масла, ремонте и замене узлов масляной системы и т.п. Попадая в реле, воздух может вызвать срабатывание верхнего (сигнального) контакта, а при быстром накоплении – нижнего (отключающего) контакта, который отключит выключатели трансформатора.

Толчки масла, не связанные с повреждением трансформатора, могут возникать при внешних КЗ, например, от смещения обмоток вследствие динамических усилий, при пуске и остановке насосов, обеспечивающих циркуляцию масла, и по ряду других причин.

На каждой фазе ОРЦ между баком трансформатора и расширителем установлено газовое реле Бухгольца типа BF-80/Q (или РЗТ 80).

Газовое реле (рис. 15) состоит из корпуса 1 и крышки 6 изготовленных из атмосферостойкого сплава легких металлов. К крышке крепятся все основные элементы реле.

На корпусе газового реле имеется два смотровых стекла. Верхнее стекло имеет отметки с цифрами (от 250 до 450 см³), обозначающими объем газа в корпусе реле.

 

Рис. 15 – Схема устройства газового реле:

1 – корпус; 2 - круглый магнит; 3 – герконы; 4 – поплавок сигнального элемента; 5 - круглый магнит; 6 – крышка; 7 - кнопка опробования реле; 8 – пробоотборник; 9 - поплавок отключающего элемента.

Реле имеет два отключающих элемента - поплавковый и пластинчатый.

Поплавковый отключающий элемент помещен в нижней части корпуса реле и состоит также из пластмассового поплавка, круглого магнита 2 и геркона. Сигнальный элемент реле состоит из пластмассового полого шарообразного поплавка 4, с которым жестко связан круглый магнит 5, служащий для управления сигнальным контактом. Контакт выполнен с помощью магнитоуправляемого геркона 3, замыкание которого происходит от приближения круглого магнита к концу стеклянной колбы, в которой заключен контакт.

В нормальных условиях работы корпус реле заполнен маслом и элементы занимают положение, при которых их контакты разомкнуты. При незначительном газообразовании в баке газ по маслопроводу проходит в расширитель, скапливаясь в верхней части корпуса реле, где установлен сигнальный элемент. При скоплении в реле 250÷300 см³ газа уровень масла снижается и поплавок под действием силы тяжести опускается. При этом его управляющий магнит приводит к замыканию сигнального контакта реле

При дальнейшем снижении уровня масла, когда корпус реле опорожняется практически полностью, поплавок отключающего элемента также опускается под действием силы тяжести и его управляющий магнит приводит к замыканию отключающего контакта реле.

Пластинчатый отключающий элемент удерживается в нормальном положении с помощью постоянного магнита. В результате возникновения в трансформаторе тяжелого повреждения происходит интенсивное образование газа, что является причиной сильного притока масла к расширителю, проходящего через газовое реле. Этот поток встречает в реле расположенную вблизи входного отверстия пластину отключающего элемента. Пластина удерживается батареей постоянных магнитов. Если скорость потока масла превысит определенное значение, которое может быть установлено в 3 ступени, то магнитная сила удерживания превышается и пластина отклоняется на некоторый угол в направлении потока масла, поворачиваясь вокруг своей оси. Так как срыв пластины отключения происходит молниеносно, то собственное время срабатывания реле исключительно короткое и составляет £ 0,1 сек.

Изменяя воздушный зазор между пластиной и магнитом, путем изменения положения магнита мы можем регулировать момент срабатывания реле при различных скоростях масла: 0,65м/сек; 1м/сек: 1,50м/сек. Магнит передвигается после отвинчивания винта магнитодержателя и перемещения последнего до появления в окне магнитодержателя цифры требуемой скорости срабатывания. В пластине имеются два отверстия для прохождения части масла, чтобы пластина не повредилась при больших скоростях потока масла за счет сильного давления на нее.

При наладке реле настроено на уставку по скорости потока масла 1 м/с. Если же в трансформаторе произойдет бурное выделение газов, грозящее взрывом бака, то вступают в действие предохранительные клапаны.

На рис. 16 показан контактный узел газового реле ВF-80/Q.

Геркон 1 сигнального элемента крепится за баллон между двумя фиксирующими скобами 2. между баллоном и скобами проложена резиновая прокладка 3. Скобы закреплены с помощью двух винтов 4 на переходной П-образной пластине 5, которая установлена на несущей скобе 6.

Управляющий магнит 7 установлен на поворотной пластине 8, которая может поворачиваться на оси 9, фиксированной от выпадения стопорной шайбой 10. Управляющий магнит 7 удерживается на пластине 8 за счет электромагнитной силы и фиксируется от смещения вдоль ее поверхности держателем 11. Сама поворотная пластина 8 и держатель 11 притянуты с помощью крепящего винта 12 к приводному рычагу с поплавком. Винт 12 во избежание расслабления укрепляется с помощью стопорной пластины 13 и стопорного винта 14.

 

Рис. 16 - Контактный узел реле ВF-80/Q:

1 - геркон сигнальный; 2 - скоба фиксирующая; 3 - прокладка резиновая; 4 – винты крепежные; 5 - П-образная пластина; 6 - несущая скоба; 7 - управляющий магнит; 8 - поворотная пластина; 9 – ось; 10 - стопорная шайба; 11 – держатель; 12 - винт крепежный; 13 - стопорная пластина; 14 - стопорный винт; 15 - геркон отключающий.

Геркон 1 обращен к магниту 7 той стороной, на которой находится его магнитопровод, причем торец (полюс) магнита находится напротив части магнитопровода, на которой закреплен дополнительный контакт геркона.

В нижней части корпуса реле имеются два отверстия для слива масла, закрыты пробками с винтовой резьбой. В откидной крышке 6, закрытой при работе имеются:

1) краник 8 для выпуска воздуха и отбора пробы газа из реле;

2) контрольный клапан 7 закрытый колпачком, для проверки работы сигнального и поплавкового отключающего элемента (пластинчатый отключающий элемент не проверяется).

Под крышкой 6 размещена коробка выводов сигнального и отключающего контактов.

Основными достоинствами газовой защиты являются простота ее устройства, высокая чувствительность, малое время действия при значительных повреждениях, действие на сигнал или отключение в зависимости от размеров повреждения.

Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформаторов от повреждений его обмоток и особенно при витковых замыканиях, на которые дифференциальная защита реагирует только при замыкании большого числа витков, а максимальная защита и отсечка не реагируют совсем.

В настоящее время замена неисправных реле Бухгольца выполняется на реле защиты трансформатора РЗТ-80, выпускаемые в Украине, и имеющие аналогичную конструкцию и аналогичные технические данные.

 

 

Таблица 13 – Виды возможных неисправностей в маслосистеме

Виды неисправности	Возможные причины	Способы устранения (действия персонала)
Низкий уровень масла в расширителе	1) Утечки масла из трансформатора или системы охлаждения. 2) Резко снизилась температура воздуха и масла.	1) Осмотреть трансформатор, устранить утечку масла.   2) Долить масло в трансформатор.
Неисправность охлаждения	1) АВР питания шкафов ШАОТ. 2) Отключился вентилятор.	1) Выяснить причину отключения рабочего ввода и восстановить питание. 2) Выяснить причину отключения и по возможности ввести в работу.
Перегрев масла	1) Высокая температура масла.   2) Неисправен прибор ТКП 160	1) Проконтролировать нагрузку трансформатора и температуру масла по другим термометрам, обратить внимание на уровень масла в расширителе. Осмотреть систему охлаждения, ее температуру, включить резервный охладитель. При необходимости снизить нагрузку трансформатора. 2) Отключить и заменить неисправный прибор ТКП 160, указывающий температуру верхних слоев масла
Действие газовой защиты		1) Немедленно разгрузить и отключить трансформатор, для отбора газа и выявления причин срабатывания газового реле. Возможность его дальнейшей работы определяется внешним осмотром, по результатам анализа газа из газового реле и хромотографического анализа масла и других измерений (испытаний)
Неисправность РПН	1) Застревание переклю- чателя в начальном или промежуточном положении. 2) Отказ системы дистанционного управления.	1) Разгрузить трансформатор, вывести его из работы и вызвать ремонтный персонал и персонал CРЗАИ.   2) Проверить включенное положение автомата питания РПН, при наличии питания вызвать рем. персонал и персонал CРЗАИ. 3) Запретить переключения РПН вручную рукояткой или ключом местного управления привода РПН. 4) Дистанционное переключение устройств РПН и включения трансформатора после плановой прокрутки РПН производить только после удаления людей из потенциально опасной зоны трансформатора.