Текущий и капитальный ремонт трансформаторов
В процессе эксплуатации отдельные части трансформатора под влиянием термических, электродинамических, механических и других воздействий постепенно теряют свои первоначальные свойства и могут прийти в негодность.
В целях своевременного обнаружения и устранения развивающихся дефектов и предупреждения аварийных отключений для трансформаторов периодически проводятся текущие и капитальные ремонты.
Текущий ремонт трансформатора производится в следующем объеме :
а) наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте,
б) чистка изоляторов и бака,
в) спуск грязи из расширителя, доливка в случае необходимости масла, проверка маслоуказателя,
г) проверка опускного крана и уплотнений,
д) осмотр и чистка охлаждающих устройств,
е) проверка газовой защиты,
ж) проверка целости мембраны выхлопной трубы,
з) проведение измерений и испытаний.
Для трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой производятся внеочередные ремонты регулирующего устройства в соответствии с указаниями заводской инструкции в зависимости от числа произведенных переключений.
При ремонте трансформаторов с принудительным масловодяным охлаждением следует обратить особое внимание на отсутствие подсоса воздуха в систему циркуляции масла и на проверку герметичности охладителей.
Герметичность охладителей проверяется путем создания избыточного давления поочередно со стороны масляной, а затем водяной системы согласно действующим инструкциям.
Периодичность чистки и испытания охладителей зависит от местных условий (загрязнения воды, состояния охладителей) и производится не реже 1 раза в год.
При ремонте проверяется также состояние термосифонных фильтров и воздухоосушителей.
У маслонаполненных вводов трансформаторов при ремонте производятся отбор пробы масла, доливка масла, в случае необходимости — и измерение тангенса угла диэлектрических потерь (не реже 1 раза в 6 лет).
Ввиду того что масло в вводах трансформаторов через несколько лет работы приходит в негодность, при ремонте иногда возникает необходимость смены ввода. Опыт эксплуатации также показывает, что для маслонаполненных вводов с барьерной изоляцией через 10 — 12 лет работы на трансформаторах недостаточна только смена масла, а необходим капитальный ремонт с разборкой, чисткой и при необходимости сменной изоляции ввода.
Капитальный ремонт трансформаторов
Трансформатор имеет достаточно большие запасы электрической прочности изоляции и является весьма надежным аппаратом в эксплуатации.
Трансформаторы имеют маслобарьерную изоляцию. В качестве основной твердой изоляции для трансформатора используется прессшпан. Изготовляемый до последнего времени отечественными заводами прессшпан дает с течением времени усадку, что является его существенным недостатком.
Как правило, для трансформаторов применяется жесткая система запрессовки обмотки, которая не обеспечивает автоматическую подпрессовку обмотки по мере усадки прессшпана. Поэтому после нескольких лет работы для трансформаторов предусматривается проведение капитальных ремонтов, при которых основное внимание должно быть уделено подпрессовке обмоток.
При отсутствии необходимых подъемных приспособлений капитальный ремонт допускается производить с осмотром сердечника в баке (при снятой крышке), если при этом обеспечена возможность производства подпрессовки и расклиновки обмоток.
Для ответственных трансформаторов первоначальный срок капитального ремонта после ввода в эксплуатацию установлен в 6 лет, для остальных — по результатам испытаний по мере необходимости.
Капитальный ремонт трансформатора производится в следующем объеме:
а) вскрытие трансформатора, подъем сердечника (или съемного бака) и осмотр его,
б) ремонт магиитопровода, обмоток (подпрессовка), переключателей и отводов,
в) ремонт крышки, расширителя, выхлопной трубы (проверка целости мембраны), радиаторов, термосифонного фильтра, воздухо осушителя, кранов, изоляторов,
г) ремонт охлаждающих устройств,
д) чистка и окраска бака,
е) проверка контрольно-измерительных приборов, сигнальных и защитных устройств,
ж) очистка или смена масла,
з) сушка активной части (в случае необходимости),
и) сборка трансформатора,
к) проведение измерений и испытаний.
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:
Источник
Ремонт измерительных трансформаторов напряжения
Трансформаторы принято считать самыми надежными элементами в энергетических системах. Действительно, по сравнению с другими видами энергетического оборудования (котлами, турбинами, генераторами) трансформатор отличается высокой надежностью в эксплуатации. Однако эта надежность достигается только при соблюдении всех правил обращения с трансформатором. В случаях каких-либо отклонений или нарушений правил эксплуатации, а также технологической дисциплины производства трансформаторов или нарушений действующих правил монтажа и транспортировки трансформаторов возникает сначала ненормальная их работа, а затем, если меры по выявлению и устранению причин не принимаются, трансформаторы выходят из строя и восстановить их можно только посредством ремонта. Это технологическая причина необходимости ремонта трансформаторов.
Трансформаторы напряжения по своему устройству и принципу работы напоминают обычные силовые трансформаторы, но отличаются от них малой мощностью (максимальная мощность трансформатора напряжения НОМ-10 составляет 720 В·А) и изготовляются со стороной высшего напряжения на все напряжения по ГОСТу от 0,38 до 500 кВ.
В распределительных устройствах подстанции на 10 кВ применяют преимущественно трансформаторы напряжения НОМ-10, НТМК-10 или НТМИ-10.
Перед монтажом трансформаторы напряжения подвергают осмотру и ревизии, когда поднимают активную часть и сушат обмотки.
При ревизии трансформатора с выемкой активной части проверяют состояние магнитопровода и обмоток в тех же объемах, что и у силовых трансформаторов.
Обнаруженные при ревизии неисправности устраняют, а снижение сопротивления изоляции вследствие ее увлажнения восстанавливают путем сушки активной части трансформатора напряжения.
Трансформаторы напряжения при монтаже устанавливают на металлической раме высотой 20 – 25 см, прикрепленной к полу камеры.
Иногда трансформатор монтируют на угольниках, приваренных к закладным частям камеры или каркасу ячейки КРУ или КПТ. Для удобства ревизии или замены трансформатора передний опорный угольник конструкции должен быть обращен полкой вниз. Поднимают и опускают (при монтаже и демонтаже) трансформатор за скобы, которые располагаются на его корпусе или крышке. Пробку для спуска масла и указатель уровня масла в трансформаторе следует обращать в сторону обслуживания.
При монтаже трансформатора к выводу с маркировкой “А” подсоединяют желтую шину, к “В” – зеленую и к “С” – красную. При однофазных трансформаторах вывод “А” можно подсоединять к любой фазе. Если устанавливают три однофазных трансформатора, то все выводы с маркировкой “X” соединяют общей шиной в нулевую точку и заземляют. Корпус каждого трансформатора напряжения подсоединяют к заземляющей магистрали отдельной стальной шиной сечением не менее 48 мм 2 .
После монтажа трансформатора напряжения проверяют изоляцию вторичных обмоток приложением в течение 1 мин напряжения 1 кВ частотой 50 Гц и ток холостого хода при номинальном напряжении во вторичной обмотке. Холостой ход не нормируется, но он не должен отличаться от заводских данных более чем на 10%.
Перед включением в сеть маслонаполненного трансформатора напряжения из-под верхней (маслосливной) трубки вынимают герметизирующую шайбу для обеспечения свободного входа и выхода воздуха (работы “дыхательного устройства”).
Технология ремонта трансформатора напряжения, правила разборки магнитопровода, снятие и ремонт катушек, выполнение намоточных работ при изготовлении катушек, ремонт пластин магнитопровода и т. п. очень сходны с подобными работами силового трансформатора. На все время ремонта или монтажа первичные и вторичные обмотки трансформаторов напряжения в целях безопасности должны быть закорочены, так как случайные соприкосновения с временными проводками, предназначенными для освещения, сварки и измерений, могут вызвать обратную трансформацию и напряжение, опасное для людей.
После окончания ремонта трансформаторов напряжения их подвергают испытаниям, определяя сопротивление изоляции первичной обмотки по отношению к корпусу трансформатора тока и сопротивление изоляции вторичных обмоток.
При прохождении тока по первичной обмотке трансформатора в его разомкнутой вторичной обмотке будет индуктироваться опасное напряжение, сопровождающееся недопустимым нагревом магнитопровода, что может привести к пробою изоляции или к несчастному случаю.
При замене трансформатора напряжения новым выводы первичной обмотки присоединяют к шинам распределительного устройства и провода вторичных цепей – к зажимам вторичной обмотки, металлический корпус или основание трансформатора тока заземляют. При этом опорные трансформаторы напряжения устанавливают, как правило, на горизонтальной плоскости, а проходные – в горизонтальном или вертикальном положении на жестких сварных конструкциях из угловой стали размером не менее 50x50x5 мм.
При установке нового трансформатора тока напряжением 10 кВ необходимо, чтобы расстояния между токоведущими частями разных фаз, а также от этих частей до ближайших заземленных и строительных конструкций составляли не менее 125 мм.
Более плотное прилегание фланцев трансформаторов напряжения к поверхности опорной конструкции достигается применением стальных прокладок.
Присоединение выводов первичной обмотки к шинам распределительных устройств выполняется особенно тщательно, чтобы при длительном протекании тока участок соединения не нагревался более температуры целого участка шин. Это достигается необходимой обработкой контактных поверхностей шин и выводов трансформаторов напряжения, применением пружинящих шайб или шайб увеличенных размеров, которые подкладывают под гайки и головки крепежных болтов, а также затяжкой болтов контактного соединения с требуемым усилием.
Заземление трансформатора осуществляется с помощью провода или шины заземления, присоединяемых одним концом к специальному заземлителю или к заземляющей магистрали РУ, а другим – к трансформатору напряжения под болт заземления, обозначенный меткой “3”. Перед присоединением провода или шины заземления к трансформатору поверхности контактов тщательно зачищают и смазывают вазелином. Таким же образом подготавливают контактную площадку под провод или шину заземления на фланце трансформатора напряжения.
Демонтаж трансформатора напряжения для его ремонта в мастерских или при его замене заключается в отсоединении проводов цепей вторичной коммутации (предварительно следует закоротить вторичную обмотку трансформатора), снятии болтового крепления с контактного соединения первичной обмотки с шинами РУ и отсоединении проводов или шин заземления корпуса или основания трансформатора тока. Затем отвинчивают гайки болтовых соединений, крепящие корпус трансформатора тока к опорной конструкции, осторожно вынимают и убирают стальные прокладки из-под фланцев, после чего трансформатор напряжения вынимают из гнезда.
Источник
Техническое обслуживание измерительных трансформаторов напряжения
Эксплуатация и техническое обслуживание измерительных трансформаторов напряжения заключается в их периодическом осмотре (совмещаемом с осмотром оборудования РУ), профилактическом испытании повышенным напряжением (совмещаемом с ремонтом и испытанием всего оборудования) и ремонте.
При ремонте трансформаторов напряжения фарфоровые выводы трансформаторов напряжения осматривают и обтирают. Проверяют изоляцию вторичных обмоток и вторичной цепи мегомметром, после чего первичную обмотку испытывают повышенным напряжением. При пробое изоляции или обнаружении повреждения фарфоровых изоляторов трансформатор напряжения заменяют резервным и отправляют в мастерские для ремонта.
У трансформаторов напряжения проверяют целость предохранителей ПКТ.
Техническое обслуживание трансформаторов напряжения и их вторичных цепей осуществляется персоналом и заключается в надзоре за работой самих трансформаторов напряжения и контроле за исправностью цепей вторичного напряжения.
Надзор за работой трансформаторов напряжения производится во время осмотров оборудования. При этом обращают внимание на общее состояние трансформатора напряжения, наличия в них масла, отсутствие разрядов и треска внутри трансформатора напряжения, отсутствие следов перекрытий по поверхности изоляторов и фарфоровых покрышек, степень загрязнения изоляторов, отсутствие трещин и сколов изоляции, а также состояние армировочных швов. При обнаружении трещин в фарфоре, трансформаторы напряжения должны быть отключены и подвергнуты детальному осмотру и испытанию.
В процессе эксплуатации необходимо следить за тем, чтобы плавкие вставки предохранителей были правильно выбраны. Надежность действия предохранителей обеспечивается в том случае, если номинальный ток плавкой вставки меньше в 3…4 раза тока короткого замыкания в наиболее удаленной точке от трансформаторов напряжения вторичных цепей.
На щитах управления необходимо систематически контролировать наличие напряжения от трансформаторов напряжения по вольтметрам и сигнальным устройствам (табло, сигнальные лампы, звонок).
В случае исчезновения вторичного напряжения из-за перегорания предохранителей низкого напряжения, их следует заменить, а отключившиеся автоматы – включить. У трансформаторов тока, находящихся в эксплуатации, проверяют: наличие закороток на свободных концах вторичных обмоток, исправность изолирующих элементов, надежность присоединения шин РУ к выводам первичных обмоток, « сохранность токопроводящего слоя графитовой краски (54% графита, 32% лака, 14% бензина), состояние изоляции вторичной обмотки, уровень масла (в маслонаполненных трансформаторах). Трансформаторы тока с пониженной изоляцией подвергают сушке первичным током при короткозамкнутой вторичной обмотке или вторичным током при короткозамкнутой первичной обмотке.
В процессе эксплуатации трансформаторов тока производят систематическую проверку сопротивления изоляции вторичных цепей (вторичных обмоток трансформатора тока, токовых катушек реле, контакторов и приводов, токовых цепей контрольно-измерительных приборов и др.). Сопротивление изоляции вторичных цепей, измеренное мегаомметром на 1000 В, должно быть не менее 1МОм для каждого присоединения. Вторичные цепи испытывают приложением в течение 1 мин напряжения переменного тока 2 кВ или же одноминутным испытанием изоляции мегаомметром на 2500 В. Периодичность испытаний повышенным напряжением 1 раз в 3 года, а измерения сопротивления изоляции — в сроки, определяемые местными инструкциями.
Не реже 1 раза в год проверяют масло эксплуатируемых трансформаторов тока сокращенным анализом и испытанием электрической прочности: масло должно отвечать нормам, а его пробивное напряжение (испытанное в стандартном разряднике) должно быть у трансформаторов тока на номинальное напряжение 35kB не менее 30кВ. У находящихся в эксплуатации трансформаторов тока должны быть заземлены все металлические части, связанные со вторичной обмоткой (кожух, фланцы, основание, цоколь, тележка и т. п.), а также один из выводов вторичной обмотки, если это допустимо по условиям работы схемы релейной защиты. Работы, связанные с переключениями в цепях вторичных обмоток, а также с размыканием этих цепей, следует производить только после отключения трансформаторов тока от сети. Выполнение указанных операций без отключения трансформаторов тока допускается только в цепях, снабженных специальными, зажимами для закорачивания.
Во время эксплуатации и после аварии или длительного пребывания в отключенном состоянии проводятся внеплановые осмотры в соответствии с ПТЭ, «Правилами технической безопасности» (ПТБ) и заводскими инструкциями.
Трансформаторы напряжения осматривают одновременно со всем остальным оборудованием, при этом обращают внимание на состояние контактных соединений, особенно первичной обмотки трансформаторов тока с шинами распределительного устройства, а также корпуса бака, литой изоляции, на отсутствие течи масла у маслонаполненных аппаратов через армировочные швы и прокладки. Уровень масла в этих трансформаторах должен соответствовать контрольной черте при указанной температуре. На поверхности изоляторов и в местах крепления фланцев не должно быть сколов и трещин. Проникновение воды в трещины армировки и ее замерзание приводят к дальнейшему разрушению армировки. При появлении трещин в фарфоровом корпусе изоляции возможна утечка масла.
Обращают внимание на чистоту поверхности и наличие следов перекрытия изоляторов, цвет силикагеля во влагоосушительных фильтрах, отсутствие разрядов и треска в трансформаторах.Шкафы вторичных цепей, в которых хранятся запасные предохранители, должны быть плотно закрыты.
Работа трансформаторов тока с разомкнутой вторичной цепью не допускается, так как напряжение на зажимах вторичной обмотки становится очень высоким, что опасно для персонала и изоляции трансформаторов, поэтому их выводы должны быть зашунтированы.
При осмотрах измерительных трансформаторов запрещается проводить какие-либо работы. При их эксплуатации в сроки, устанавливаемые системой планово-предупредительного ремонта, но не реже одного раза в 3 года определяют сопротивление изоляции первичных и вторичных обмоток и тангенс угла диэлектрических потерь, проводят испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты и испытание трансформаторного масла.
Сопротивление изоляции первичных обмоток трансформаторов напряжением выше 1 кВ измеряют мегаомметром на 2500 В, а вторичных обмоток – на 500–1000 В. Сопротивление вторичных обмоток вместе с подсоединенными к ним цепями должно быть не ниже 1 МОм.
Тангенс угла диэлектрических потерь tg6 измеряют у трансформаторов 35 кВ и выше, а также у трансформаторов тока всех напряжений с основной изоляцией, выполненной из бумаги, бакелита или битуминозных материалов.
Испытание изоляции первичных обмоток измерительных трансформаторов повышенным напряжением допускается проводить совместно с ошиновкой. В этом случае испытательное напряжение устанавливается по нормам для электрооборудования с самым низким уровнем. Испытание трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6–10 кВ, проводят без расшиновки (вместе с кабелями) по нормам, принятым для силовых кабелей.
Трансформаторное масло испытывают только у измерительных трансформаторов 35 кВ и выше. Правила технической эксплуатации допускают полную замену масла, если оно не удовлетворяет нормам при профилактических испытаниях изоляции.
Источник