Виды и периодичность ремонта трансформаторов
Отечественные трансформаторы просты по конструкции и надежны в работе. Их удельная повреждаемость по сравнению с другими видами оборудования незначительна [16]. Однако для устранения неполадок и предупреждения аварий трансформаторы периодически выводят в текущий и капитальный ремонты.
В объем текущего ремонта трансформатора входят наружный осмотр, чистка, устранение выявленных повреждений. При этом проверяется состояние уплотнений кранов, систем охлаждения, работа маслоуказателя, действие газовой защиты, действие автоматических устройств систем охлаждения и пожаротушения. Из отстойника расширителя спускаются влага и осадки, выпадающие из масла. Проверяется степень увлажненности силикагеля в воздухоочистителе, адсорбционных и термосифонных фильтрах. Сили-кагель заменяется, если в массе зерен индикаторного силикагеля лиловой окраски встречаются зерна розового цвета. Заменяется масло в масляном затворе воздухоосушителя; отбираются пробы масла из трансформатора и маслонапол-ненных вводов. Проверяется работа устройств регулирования напряжения. Осматривается система азотной защиты.
При текущем ремонте трансформаторов обычно измеряется сопротивление изоляции обмоток и определяется отношение R60 /R15. Измерения выполняются при помощи мегаомметра на напряжение 2500 В.
Текущие ремонты главных трансформаторов станций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд выполняются не реже 1 раза в год, если указанные трансформаторы снабжены РПН, при отсутствии РПН — не реже 1 раза в 2 года.
При капитальном ремонте производятся вскрытие трансформатора, тщательная проверка и ремонт всех его узлов и испытания.
В условиях эксплуатации капитальный ремонт крупных трансформаторов производится на месте установки с применением инвентарных сборных конструкций, в трансформаторных башнях, сооружаемых вблизи распределительных устройств, на ремонтных площадках машинного зала электростанций, имеющих подъездные пути от мест установки трансформаторов. Трансформаторы небольшой мощности ремонтируют в мастерских электрических цехов электростанций.
Помещения для ремонта, а также временно сооружаемые укрытия должны надежно защищать трансформаторы от попадания пыли и атмосферных осадков. Выполнение такелажных работ требует от ремонтников особых знаний и навыков. Поэтому доставку трансформатора на ремонтную площадку, снятие вводов, подъем активной части и перемещение отдельных деталей и узлов поручают специалистам-такелажникам.
Капитальный ремонт главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводят первый раз не позже чем через 8 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем — по мере необходимости в зависимости от состояния трансформатора.
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
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
Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию силовых трансформаторов
1 Сопротивление изоляции обмоток
Выполняется при неудовлет-ворительных результатах испытаний масла, а также в объеме комплексных испытаний
Для масляных трансформаторов — не ниже 300 МОм при температуре обмотки 20 °С, не ниже 450 МОм при 10 °С.
Для сухих трансформаторов 6 кВ – не менее 300 МОм, 10 кВ – не менее 500 МОм при температуре обмоток от 20 до 30 °C
Выполняется измерение у обмоток между собой и относительно корпуса
2 Сопротивление обмоток постоянному току
При комплексных испытаниях трансформатора
В соответствии с пунктом 3 таблицы 8.23
3 Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха
В соответствии с пунктом 4 таблицы 8.23
4 Испытание трансформаторного масла
4.1 из трансформаторов
Не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА с термосифонными фильтрами;
не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА без термосифонных фильтров
В соответствии с ПТЭЭП (приложение3.1, таблица 6, показа, 7)
В течение первых месяцев после ввода в эксплуатацию контроль выполняется в соответствии с указаниями завода-изготовителя
4.2 из баков контакторов устройств РПН
При испытании масла из трансформаторов по 4.1
Масло следует заменить:
1) при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией10 кВ;
2) если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное)
Проводится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя
5 Тепловизионный контроль
Выполняется одновременно с ТК оборудования КТП
В соответствии с пунктом 10 таблицы 8.23
8.9.3 Периодичность, типовой объем работ по ТО силовых трансформаторов на напряжение 6 (10)/0,4 кВ
8.9.3.1 Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию силовых трансформаторов представлены в таблице 8.36. Периодичность проведения ТО может быть изменена по результатам периодических осмотров и КТС.
Таблица 8.36 – Периодичность и типовой объем работ по техническому
обслуживанию силовых трансформаторов
Наименование оборудования. Типовой объем работ
1 Масляные герметичные и негерметичные силовые трансформаторы на напряжение 6 (10) кВ
Осмотр трансформатора и его оборудования
Проверка уровня масла в расширителе
Проверка показаний термометров, мановакуумметров (у герметичных трансформаторов)
Проверка отсутствия течи масла и состояния маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров, маслосборных устройств
Проверка состояния кабелей заземления на отсутствие повреждений
Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения (должны быть выделены отличительной краской)
Проверка наличия и состояния противопожарных средств
Осмотр состояния опорных изоляторов (на отсутствие пыли, трещин, сколов, следов разрядов) и проверка надежности их крепления
Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений токопроводов и шин
Проверка исправности термосигнализаторов
Контроль состояния контактных соединений, шин, ошиновок и кабеля
Проверка состояния креплений, кожухов, уплотнений бака и расширителя, вводов, кранов
Проверка воздухоосушителя (по цвету)
Проверка состояния элементов заземления
Проверка подтяжки всех болтовых соединений и чистка контактных соединений
Чистка изоляторов и вводов
Проверка состояния переключателя напряжения (РПН, ПБВ)
Восстановление расцветки фаз
Проверка исправности выключателя нагрузки
2 Силовые трансформаторы сухого исполнения на напряжение 6 (10) кВ
Осмотр трансформатора и его оборудования
Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения
Проверка наличия и состояния противопожарных средств
Проверка состояния элементов заземления и КС
Осмотр состояния изоляторов и проверка надежности их крепления
Контроль состояния контактных соединений, шин, ошиновок и кабеля, отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин
Проверка подтяжки всех болтовых КС и чистка
Проверка состояния переключателя напряжения
Восстановление расцветки фаз
Проверка состояния обмоток, панели для переключения
Продувка сухим воздухом, чистка
Примечание – ТО трансформаторов и устройств возбуждения (УВСД) выполняется в соответствии с 8.3.
8.9.3.2 На силовых трансформаторах, оснащенных устройством ПБВ, 2 раза в год (перед наступлением зимнего максимума отрицательных и летнего минимума положительных температур) при ТО должен проверяться коэффициент трансформации.
8.9.4 Периодичность, типовой объем работ по ремонту силовых
трансформаторов на напряжение 6 (10)/0,4 кВ с контролем параметров
8.9.4.1 Типовой объем текущего ремонта и периодичность его проведения приведены в таблице 8.37.
8.9.4.2 В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также работы, указанные в таблице 8.38.
8.9.4.3 После выполнения текущего и капитального ремонтов должны быть проведены испытания силовых трансформаторов в соответствии с ПТЭЭП (приложение 3, таблица 2; приложение 3.1, таблицы 1-5), указаниями завода-изготовителя, ремонтной документацией.
8.9.4.4 Для маслонаполненных силовых трансформаторов без замены обмоток и изоляции проводить испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты не обязательно.
Таблица 8.37 – Типовой объем работ и периодичность текущего ремонта силовых
трансформаторов
Наименование оборудования. Типовой объем работ
1 Масляные трансформаторы на напряжение 6 (10) кВ
Выявление и устранение мелких дефектов
Подтяжка болтов крепления вводов, ошиновки, крышки
Замена силикагеля, регулирование уровня масла
Протирка вводов, крышки, корпуса, очистка маслоуказательных стекол
Восстановление расцветки фаз
Чистка изоляторов и вводов
2 Трансформаторы сухого исполнения на напряжение 6 (10) кВ
Выявление и устранение мелких дефектов
Проверка состояния обмоток, панели для переключения
Продувка сухим воздухом, чистка, прозвонка стяжных шпилек
Проверка надежности КС паек и заземлений, подтяжка болтовых соединений
Восстановление расцветки фаз
Очистка от загрязнения
Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, прессующих колец, ярмовых балок и электрических экранов сухих трансформаторов
Таблица 8.38 – Типовой объем работ по капитальному ремонту силовых трансформаторов
Наименование оборудования. Типовой объем работ
1 Масляные силовые трансформаторы на напряжение 6 (10) кВ
Силовые трансформаторы КТП, МТП, УКЗВ, ПКУ (питающиеся от вдольтрассовой ВЛ)- совместно с ВЛ 1 раз в 9 лет,
эксплуатируемые 20 лет и более –
1 раз в 6 лет
Работы в соответствие с таблицей 8.26
2 Силовые трансформаторы сухого исполнения на напряжение 6 (10) кВ
Расшиновка, выявление дефектов
Вскрытие активной части
Предварительное испытание изоляции
Ремонт активной части, опрессовка обмоток
Сушка активной части
Сборка трансформатора, установка вводов и соединение отводов
Испытание в соответствии с требованиями ПТЭЭП
Покраска, нанесение расцветок фаз, диспетчерских наименований
Установка термосигнализатора с подключением контрольного кабеля, ошиновка
8.10 ТОР оборудования комплектных трансформаторных подстанций на напряжение 6 (10)/0,4 кВ
8.10.1 Наименование оборудования
8.10.1.1 Раздел распространяется на оборудование одно — и двухтрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций наружной и внутренней установки на НПС (ЛПДС), линейной части и других объектах МН.
8.10.1.2 В составе КТП разных типов и комплектаций техническому обслуживанию подлежит следующее основное оборудование:
— силовые трансформаторы на напряжение 6 или 10 кВ мощностью до 2500 кВА масляные и сухого исполнения;
— распределительное устройство высшего напряжения в составе: секционный разъединикВ; разрядник вентильный или ОПН; предохранители на 6 (10) кВ; рубильники; вводные и секционные автоматические выключатели; сборные и соединительные шины, шинный мост;
— распределительное устройство низшего напряжения в составе: автоматические или врубные выключатели 0,4 кВ; разрядники и ОПН; трансформаторы тока; шины сборные (секции шин), ошиновка; устройства РЗА; панели (щиты) управления, контроля, сигнализации;
— дополнительное и вспомогательное электрооборудование: освещение шкафов и помещения; оборудование систем ОВКВ; электронагреватели; контрольно-измерительные приборы (на панелях, щитах); приборы учета электроэнергии; устройства заземления и молниезащиты; источники бесперебойного питания.
8.10.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации оборудования комплектных трансформаторных подстанций на напряжение 6 (10)/0,4 кВ
8.10.2.1 Техническое состояние оборудования КТП должно оцениваться дежурным персоналом на НПС (ЛПДС) не реже 1 раза в смену и при осмотре по показаниям контрольно-измерительных приборов и дистанционно по каналам СА и ТМ на дисплее АРМ.
Осмотр КТП и МТП на линейной части должен выполняться не реже 1 раза в 6 месяцев совместно с ВЛ.
При этом должны контролироваться по показаниям контрольно-измерительных приборов и поддерживаться напряжения на шинах РУ высокого напряжения (6 или 10 кВ) и
0,4 кВ, нагрузка на вводных и секционных выключателях, отходящих линиях, работа и положение (состояние) предупредительной и сигнальной аппаратуры оборудования, сопротивление изоляции цепей управления, уровень напряжения цепей управления, сигнализации, собственных нужд. С помощью стационарных устройств СА на НПС и средств ТМ на линейной части должны контролироваться основные параметры оборудования КТП в соответствии с производственной инструкцией (регламентами), РД-35.240.00-КТН-207-08, ОР-35.240.50-КТН-105-09.
8.10.2.2 При осмотрах особое внимание должно быть обращено на:
— состояние помещения (исправность дверей и окон, запоров и замков, отсутствие течи в кровле);
— исправность отопления, освещения, вентиляции, заземления;
— уровень и температуру масла в аппаратах и трансформаторе, отсутствие течи масла;
— состояние контакторов, рубильников щита низкого напряжения;
— работоспособность и целостность пломб э/счетчиков;
— чистоту оборудования, особенно токоведущих и изоляционных элементов;
— в ночное время – отсутствие разрядов и коронирования;
— исправность и правильность показаний указателей положения выключателей;
— работоспособность контрольно-измерительных приборов;
— шумность работы трансформатора, высоковольтных аппаратов;
— наличие защитных средств и средств пожаротушения.
На столбовых и мачтовых трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжения должны быть заперты.
Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и заперты.
8.10.2.3 Осмотр КРУ и силового трансформатора КТП в темное время суток (для выявления разрядов, коронирования) должен проводиться без отключения на объектах с постоянным дежурством персонала не реже 1 раза в месяц, без постоянного дежурства персонала (на ЛЧ) – не реже 1 раза в 6 месяцев по утвержденному графику одновременно с ВЛ.
8.10.2.4 При достижении предельно допустимых значений контролируемых параметров или их резком изменении и при обнаружении дефектов в результате осмотра или оперативного контроля дежурный персонал информирует оператора НПС (ЛПДС) и руководителя УО ЭО (ответственного за электрохозяйство) и действует в соответствии с производственной инструкцией.
8.10.2.5 Периодически по утвержденному графику должен выполняться контроль за температурой разъемных соединений шин РУ, за исправностью резервных элементов РУ (выключателей, шин, трансформаторов и др.) включением их под нагрузку.
8.10.2.6 Трансформатор КТП должен быть аварийно выведен из работы при сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри, ненормальном и постоянно возрастающем нагреве при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе охлаждения, выбросе масла из расширительного бака, течи масла с понижением уровня ниже контрольной отметки, наличии сколов и трещин на изоляторах, появлении следов их перекрытия, резком помутнении (на несколько баллов) масла.
8.10.2.7 Внеочередные осмотры оборудования КТП должны проводиться после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, стихийные воздействия, штормовой ветер и др.), при срабатывании газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора дифференциальной защитой, после каждого отключения аппаратов от короткого замыкания или при сильном загрязнении, а также в случаях, предусмотренных производственной инструкцией.
8.10.2.8 Для оборудования, выработавшего ресурс, морально устаревшего, имеющего худшие показатели надежности или условия эксплуатации по сравнению с другим и однотипным оборудованием, должны по утвержденному графику выполняться целевые осмотры (проверки). Необходимость их проведения определяет ответственный за электрохозяйство.
8.10.2.9 Контроль технического состояния в межремонтный период оборудования в составе конкретного типа КТП должен выполняться в соответствии с таблицей 8.39 и с разделами по ТОР видов оборудования настоящего документа.
Оценка работоспособности КТП в целом выполняется путем комплексной проверки, проводимой по утвержденному графику.
Таблица 8.39 –Периодичность и виды контроля технического состояния комплектных распределительных устройств и оборудования КТП
Источник