Обслуживание, ремонт и испытания измерительных трансформаторов
Осмотр измерительных трансформаторов производится без снятия напряжения ежедневно — на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом и в сроки, утвержденные главным инженером ЭЧ, на подстанциях без обслуживающего персонала, но не реже одного раза в 10 дней.
Текущий ремонт трансформаторов выполняется 1 раз в 3 года. Капитальный ремонт— по результатам испытаний и состоянию, а испытания проводятся 1 раз в 6 лет.
Во время осмотра тщательно проверяют состояние втулок выводов и их глазурованной поверхности, армировку изоляторов и их крепление на крышке; отсутствие течи масла из кожуха и из-под фланцев выходных изоляторов; состояние заземлений.
При осмотре измерительных трансформаторов напряжения (ТН), работающих в схемах контроля изоляции, можно определить признаки и вероятные причины их неисправностей по приборам, находящимся на пульте. Например, если напряжение на одной из фаз имеет нормальное значение, а на двух других — вдвое меньше, то возможен обрыв одной фазы обмотки ВН трансформатора или перегорания одного из предохранителей на стороне ВН.
При таком же значении напряжения на одной из фаз и равной нулю или значительно меньшем половины нормального на двух других — возможен обрыв одной из фаз обмотки НН; разрыв или нарушение контакта в одном из соединительных проводов; перегорание предохранителя одной из фаз НН.
 |
Если же напряжения двух фаз имеют нормальное значение, а третье в V3 раз больше нормального (в схеме 3 однофазных трансформаторов, включенных открытым треугольником), то один из них неправильно включен в сеть или у него неправильно размечены зажимы после ремонта.
| Рис. 4.35. Проверка полярности трансформаторов тока |
Проверку полярности трансформаторов тока (ТТ) проводят по схеме, приведенной на рис. 4.35. Неодинаковые отклонения стрелки миллиамперметра при проверке трехфазного трансформатора свидетельствуют о неправильном соединении его обмоток и необходимости ремонта.
Текущий ремонт ТТ на напряжение 35—110 кВ сводится к наружному осмотру с проверкой состояния заземления, контактных соединений, уплотнений, маслоуказательного устройства и сливного крана, а также к чистке фарфоровой изоляции и отбору пробы масла. При ремонте масляных ТН, кроме указанных выше операций, производят осмотр, зачистку и смазку предохранителей и чистку кожуха трансформатора.
Сухие ТН с литой изоляцией типа ЗНОЛ-35БУХЛ1 в процессе эксплуатации очищают от пыли, осматривают литую поверхность (отсутствие сколов и трещин) и подтягивают крепление присоединений. В объем испытаний сухих ТН входит измерение тока холостого хода, сопротивления изоляции мегаомметром на 1000 В, а также испытание электрической прочности изоляции повышенным напряжением. Сухие измерительные трансформаторы просты в обслуживании и не требуют ремонта. Если в результате проверок обнаруживаются какие-либо неисправности, препятствующие дальнейшей эксплуатации, то трансформаторы просто заменяют.
Перед испытаниями ТТ и ТН осматривают, причем осмотр проводится со снятием напряжения. При этом проверяют наличие заводской маркировки выводов обмоток, а также таблички на корпусе. Закрашенные или нарушенные обозначения восстанавливают. Визуально определяют правильность включения первичных обмоток проходных ТТ и монтажа (в соответствии с надписями «верх», «низ») встроенных и шинных; крепления выводов на них, а также на клеммных сборках. Проверяют выполнение заземления вторичных обмоток ТТ. При этом обращают особое внимание на заземление электрически связанных между собой ТТ, которые должны иметь одно единое заземление на клемной сборке, а также заземление ТТ дифференциальной защиты. Визуально определяют исправность изоляции и проводов цепей тока и напряжения в пределах камеры.
Сопротивление изоляции ТТ и ТН измеряют мегаомметром в следующей последовательности: обмотки трансформатора—корпус; обмотки ВН — обмотки НН; жилы проводов от выводов до сборного клеммника на камере относительно земли и между собой; жилы кабеля от камеры распределительного устройства до зажимов панели защиты относительно земли и между собой.
Если напряжение первичной обмотки трансформаторов выше 1000 В, используют мегаомметр на 2500 В; вторичные обмотки, а также первичные до 1000 В проверяют мегаомметром на 500—1000 В. Результаты измерений сравниваются с предыдущими. В случае снижения сопротивления изоляции выясняют причины и устраняют их. В заключение измеряют сопротивление изоляции цепей всего присоединения относительно земли, минимальное значение которого должно быть не ниже 1 МОм. Кроме того, 1 раз в два года изоляцию вторичных обмоток ТТ и ТН испытывают повышенным напряжением 1000В.
Проверку коэффициента трансформации или определение погрешности проводят при первом включении. В процессе эксплуатации коэффициент трансформации измеряют при полной проверке защиты, если обнаружено отклонение характеристики холосто-
го хода более чем на 20 % от заводской. Коэффициент трансформации многообмоточных трансформаторов проверяют для всех вторичных обмоток на одной (максимальной) отпайке, при этом остальные вторичные обмотки должны быть закорочены.
При измерении определяют истинный коэффициент трансформации Кт как отношение токов в первичной и вторичной обмотках. Разница между номинальным Кн и истинным Кт коэффициентами трансформации характеризуется токовой погрешностью,
 |
| которая не должна превышать величины, допустимой для данного |
В качестве источника питания при проверке коэффициента трансформации всех ТТ и ТН с /н до 1000 А можно использовать блок К-501, аппараты типа АТТ-5, АТТ-6 или АТТД-2.
Измерение тангенса угла д и электрических потерь tg 6 изоляции обмоток проводят у измерительных трансформаторов напряжения 35 кВ и выше, у которых оба вывода первичной обмотки рассчитаны на номинальное напряжение; у ТТ всех напряжений с основной изоляцией, выполненной из бумаги, бакелита или битуминозных материалов, а также у ТТ марки ТФН и ТФЗН — при неудовлетворительных показателях качества масла. При этом обращают внимание на характер изменения tg 6 и емкости с течением времени.
Трансформаторное масло испытывают только у трансформаторов 35 кВ и выше, при напряжении ниже 35 кВ пробу не отбирают, а полностью заменяют его, если оно не удовлетворяет нормативам профилактических испытаний (табл. 4.14).
По пункту 6 испытывается только масло ТТ, которое имеет повышенное значение сопротивления изоляции.
Характеристику намагничивания £2 =./(/02) трансформаторов тока в зависимости от номинального тока (при номинальной частоте и синусоидальной форме напряжения) определяют по схемам, приведенным на рис. 4.36, с помощью приборов К-501 и К-500. По схеме 4.36, а измеряют ток в первичной обмотке, а ЭДС — во вторичной; по схеме 4.36, б — наоборот. В обоих случаях измеренные значения тока и ЭДС приводят к одному и
Таблица 4.14 Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла
| № п/п | Наименование | Значение |
| Наименьшее пробивное напряжение, определяемое в стандартном маслопробойном аппарате для трансформаторов, аппаратов и вводов на напряжение, кВ: до 15 от 15 до 35 от 60 до 220 | 20 кВ 25 кВ 35 кВ | |
| Содержание механических примесей (при визуальном осмотре) Содержание взвешенного угля (определяется только для масляных выключателей), не более | 1 балл | |
| Кислотное число, не более | 0,25 мг КОН | |
| Содержание водорастворимых кислот и щелочей: для трансформаторов мощностью более 630 кВ • А и масло-наполненных герметичных вводов для негерметичных вводов для трансформаторов мощностью до 630 кВ • А | 0,014мг КОН 0,03 мг КОН Не определяется | |
| Снижение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом, не более | 5° С | |
| Тангенс угла диэлектрических потерь при 70″С, не более | 7% |
 Рис. 4.36. Схемы испытания (а; б; в) и характеристика холостого хода трансформатора тока (г): 6, 7, 17, 18 — клеммы приборов К-501 иК-500 |
тому же числу витков, чаще всего к числу витков вторичной обмотки. При большом коэффициенте трансформации испытания проводят по упрощенной схеме рис. 4.36, в. Однако при этом вольтметр измеряет не ЭДС, а суммарную величину — ЭДС плюс падение напряжения на активном и индуктивном сопротивлении вторичной обмотки трансформатора тока. Характеристика, построенная в результате измерений по такой схеме будет располагаться выше истинной, особенно в зоне глубокого насыщения сердечника. Поэтому испытание по упрощенной схеме можно проводить только в тех случаях, когда полное сопротивление цепи намагничивания больше полного сопротивления вторичной обмотки.
Ток намагничивания измеряют приборами, реагирующими на действующее значение тока (например, электромагнитными), а ЭДС — вольтметром, реагирующим на действующее либо среднее выпрямленное напряжение, но проградуированным в действующих значениях синусоидального напряжения. При первом включении снимают 10—15 точек характеристики, изменяя ток от нулевого значения до номинального, при последующих плановых проверках — 5 или 8 точек. Полученную характеристику холостого хода (рис. 4.36, г) сравнивают с паспортной, отличие более чем на 20% указывает на наличие неисправностей (межвитковое замыкание, повреждение магнитопровода и т.п.).
По окончании испытания трансформаторов тока и напряжения присоединяют все провода согласно маркировке и подтягивают контакты на шинах. После включения под напряжение у ТН проверяют чередование фаз с помощью фазоуказателя.
Дата добавления: 2017-11-04 ; просмотров: 5792 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
ООО “ФОРМАТ-ЭНЕРГО”
Сервисный центр по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторов
143980, Московская область, г.Железнодорожный, ул.Автозаводская, д.50, оф.3
тел. 8 (919 )760-06-29, тел. 8 (499 )271-37-52
Веб-сайт: www.format-energo.ru; Эл. почта: info@format-energo.ru
Виды и сроки ремонтов
По объему работ ремонт трансформаторов подразделяется на текущий и капитальный. Текущий (или ревизионный) ремонт трансформаторов проводят на месте их установки с обязательным отключением от источников питания.
Под текущим ремонтом подразумевается техническое обслуживание трансформатора без выемки активной части. Ревизию трансформаторов с их отключением, но без выемки активной части проводят по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года, а для трансформаторов 35/6-10 кв не реже одного раза в год.
Капитальные ремонты делают на электроремонтных предприятиях. Капитальный ремонт производится с выемкой активной части и бывает двух видов – 1-й категории сложности (без разборки активной части) и 2-й категории сложности (с разборкой).
Капитальный ремонт 1-й категории сложности включает в себя вскрытие трансформатора с выемкой активной части, осуществление ремонта или замены (при необходимости) составных частей и узлов трансформатора, сушку активной части, восстановление или замену трансформаторного масла и сорбентов.
Капитальный ремонт 2-й категории сложности помимо работ, входящих в капитальный ремонт 1-й категории сложности, включает в себя ремонт активной части с ее разборкой для восстановления или замены обмоток, главной изоляции, и в редких случаях ремонт магнитной системы с переизолировкой пластин.
Капитальный ремонт трансформаторов с выемкой активной части делают первый раз через 6 лет после ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформатора. Однако в зависимости от типа трансформатора, условий транспортировки, монтажа и эксплуатации сроки проведения текущих и капитальных ремонтов могут быть изменены.
Существуют следующие интервалы проведения капитальных ремонтов для трансформаторов первых и вторых габаритов:
- для новых трансформаторов – 5-6 лет
- для трансформаторов с частичной герметизацией и защитой масла после капитального ремонта (включая случаи установки расширителей и термосифонных фильтров при ремонте) – 4-5 лет
- для трансформаторов, прошедших восстановительный капитальный ремонт (без герметизации и защиты масла) – 2-3 года
По назначению ремонт подразделяется на планово-предупредительный или послеаварийный. Первый выполняется по заранее разработанному графику. Ремонт аварийно вышедшего из строя трансформатора выполняется по факту случившейся с ним неисправности.
По характеру исполнения существуют восстановительный ремонт, реконструкция и модернизация.
Восстановительный ремонт – это устранение всех неисправностей, замена всех негодных узлов и деталей новыми, такими же, как и заменяемые, без внесения в них каких-либо конструктивных изменений. Такому ремонту подвергают новые, выпущенные на современном техническом уровне трансформаторы, вышедшие из строя по разным причинам. К нему относятся текущие и капитальные ремонты 1-й и 2-й категорий сложности.
Трансформаторы устаревшей конструкции, не имеющие достаточной арматуры, а также трансформаторы, требующие изменений в своей конструкции и изменений характеристик номинальных параметров подвергают реконструкции или модернизации, которые относятся к капитальному ремонту 3-й категории сложности.
Под реконструкцией понимают изменение конструкций каких-либо частей трансформатора без изменения его номинальных параметров.
Под модернизацией понимают именно изменение номинальных данных трансформатора – мощности, напряжения, тока, схемы соединения обмоток и пр., при чем при проведении модернизации изменяется, как правило, и конструкция отдельных частей трансформатора: обмоток, отводов, вводов и т.п.
Источник