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
Осмотр и текущий ремонт силовых трансформаторов
Осмотр трансформаторов на тяговых подстанциях с оперативно-ремонтным персоналом проводится ежедневно, а начальником тяговой подстанции — 1 раз в 15 дней в ночное время (проверка коронирования, разряда, нагрева токоведущих частей). Внеочередные осмотры понизительных и преобразовательных трансформаторов, а также трансформаторов собственных нужд производят при резком понижении температуры, при отключении их от действия газовой или дифференциальной защиты. На тяговых подстанциях, не имеющих постоянного оперативно-ремонтного персонала, осмотры проводятся в сроки, установленные местными инструкциями, но не реже 1 раза в 10 дней.
При осмотре трансформаторов проверяют:
— уровень масла во вводах (давление — в герметичных вводах) и в расширителе и
соответствие его показанию термометра;
— состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла в местах уплотнения; вводов (отсутствие следов разрядов, трещин, сколов, загрязнений); ошиновки, кабелей
(отсутствие нагрева контактных соединений); маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов, контрольного силикагеля по его цвету; маслосборных и масло охлаждающих устройств;
— исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей, рабочего и
защитного заземления;
— соответствие указателей положения устройства регулирования напряжения под на
грузкой (РПН) на трансформаторе и щите управления;
— наличие постороннего неравномерного шума и потрескивание внутри трансформатора;
— целостность мембраны выхлопной трубы;
— целостность фундаментов и площадок вокруг трансформаторов наружной установки.
В зимнее время необходимо дополнительно обращать внимание на натяжение проводов ошиновки и спусков к вводам.
Во время осмотров не допускается выполнения каких-либо работ. Осмотры трансформаторов можно проводить как под напряжением, так при отключенном состоянии одновременно с их ремонтом.
Текущий ремонт силовых трансформаторов без РПН напряжением 35 кВ и выше должен производиться 1 раз в 2 года; трансформаторов с РПН — 1 раз в год; остальных — не реже 1 раза в четыре года, а трансформаторов, обслуживаемых по нормативам, — 1 раз в 2 года. Ремонт производится со снятием напряжения бригадой из трех исполнителей.
Текущий ремонт силового трансформатора включает в себя следующие операции, выполняемые последовательно.
При проверке состояния трансформатора и чистке бака после отключения тщательно осматривают все доступные места, детали, состояние защитного
заземления. В первую очередь проверяют на ощупь равномерность нагрева радиаторов; при обнаружении радиатора, нагретого менее других, обязательно выявляют причину и устраняют ее. Перед отключением, а в местах, недоступных для осмотра, непосредственно после отключения проверяют нагрев контактов в местах присоединений. Проверку ведут по термоиндикаторам, свечам, с помощью оборудования «Thermovision 550» или на ощупь. Контакты, имеющие чрезмерный нагрев, перебирают, зачищают контактные поверхности бархатным напильником или стеклянной бумагой.
Подтягивают болтовые крепления заземления, проверяют надежность сварных соединений.
Удаляют грязь с крышки, бака, радиатора, расширителя и проверяют состояние сливного крана, нижних пробок радиатора. Закрепляют спускной кран и пробки, при необходимости заменяют набивку, затягивают болты крышки и радиаторов.
У сухих трансформаторов выявляют места нагрева контактов на стяжных шпильках, проверяют их сопротивление изоляции (рис. 4.5). При обнаружении перегрева контактов или пониженного сопротивления их перебирают.
При осмотре и удалении грязи под расширителем прочищают медную сетку внизу дыхательной трубки (рис. 4.6). Протирают маслоуказатель 1, спускают грязное масло и водный осадок, открыв кран сообщения с расширителем.
Проверяют работу маслоуказателя, спуская для этого часть масла из расширителя, а затем снова заливая его. Проверяют уплотнения и целостность стеклянной трубки. При необходимости устанавливают контрольные отметки уровня масла на расширителе при температурах окружающей среды -45; +15 и +40°С. Подтягивают крепления, при необходимости доливают масло в расширитель и маслонаполненные вводы.
При чистке изоляторов их протирают салфеткой, смоченной в уайт-спирите, а затем сухой салфеткой. Пыль и грязь с фланцев удаляют скребком и ветошью. На поверхности изоляторов не должно быть пыли, грязи, следов разрядов и течи масла, трещин и сколов фарфора. Допускается оставлять в работе изоляторы со сколом ребра не более 60 мм по окружности и 5 мм в глубину, сколом юбки не более 3 см 2 и наличием царапин длиной не более 25 мм и глубиной 0,5 мм. На все сколы и царапины, временно остающихся в эксплуатации изоляторов наносится покрытие влаго-маслостойким лаком или эмалью (№ 1201).
 |
Рис. 4.5. Измерение сопротивления изоляции
стяжных шпилек магнитопровода:
1 — магнитопровод; 2 — стяжная шпилька;
Рис. 4.6. Расширитель:
1 — маслоуказатель; 2 — расширитель; 3 — рым-болт; 4 — патрубок для соединения с предохранительной трубой; 5 — пробка; 6—дыхательная трубка; 7—патрубок; 8 — крышка бака; 9 — пробка; 10 — отстойник; 11 — кронштейн;
12 — опорные пластины
При проверке работы механизма привода регулирования напряжения и системы охлаждения отключают и заземляют трансформатор, отворачивают центральный стопорный болт механизма привода регулирования напряжения, после чего опробуют работу привода при всех трех положениях. Мостом постоянного тока Р-333 замеряют сопротивление обмоток трансформатора. Оно должно отличаться от паспортных данных не более чем на 20 %. Мегаомметром проверяют сопротивление изоляции обмоток двигателей вентиляторов охлаждения; при значениях менее 1 МОм двигатель снимают для сушки.
Смену силикагеля выполняют в термосифонных и воздухоочистительных фильтрах по результатам химического анализа масла. При этом кислотность масла может быть снижена непрерывной автоматической регенерацией масла в трансформаторе через термосифонные фильтры. Для ограничения увлажнения масла (при поступлении влажного воздуха из-за понижения уровня масла в расширителе) устанавливаются воздухоочистители на термосифонные фильтры. Контроль за осушителем (силикагелем) в эксплуатации заключается главным образом в наблюдении за его окраской. При появлении голубой окраски отдельных кристаллов следует усилить надзор за фильтром, а когда большая часть осушителя примет голубую окраску, осушитель должен быть заменен.
При проверке газовой защиты с реле ПГ-22 сначала определяют правильность установки трансформатора, который должен стоять с уклоном не более 1—1,5%, а маслопровод от трансформатора к расширителю должен иметь уклон не менее 2—4%. Для образования необходимого уклона под катки трансформатора со стороны расположения газового реле подкладывают прокладки. Очищают корпус газового реле от грязи и масла. Снимают крышку с контактной колодки и проверяют надежность присоединения жил кабеля к клеммам реле. Затем надевают на кран газового реле гибкий шланг насоса, закрывают кран на маслопроводе от трансформатора к расширителю и прокачивают насосом воздух в газовое реле, включенное на сигнал. Включают масляный выключатель трансформатора. Аналогично проверяют работу газового реле на отключение, при этом сливают масло из газового реле при закрытом кране в расширитель, выпускают воздух на реле и закрывают контакты реле крышкой.
В силовых трансформаторах используется 3 типа газовых реле: ПГ-22, чашечные газовые реле РГЧЗ и газовые реле Бухгольца BF80/Q.
При срабатывании газовой защиты персонал должен учитывать ее особенности и действовать оперативно и грамотно.
Газовое реле находится ниже уровня масла в расширителе, поэтому оно нормально заполнено маслом. При медленном накоплении газа в верхней части реле газовая защита срабатывает на сигнал; на отключение трансформатора она срабатывает при внутренних повреждениях, сопровождающихся бурным выделением газов и быстрым (толчкообразным) перемещение масла из бака в расширитель.
Во всех случаях срабатывания газовой защиты (на сигнал или отключение) производится осмотр трансформатора и газового реле. При этом проверяют уровень масла в расширителе, отсутствие течей, целостность мембраны выхлопной трубы. Через смотровое окно определяют наличие в корпусе реле газа, его окраску, объем и отбирают пробу газа для химического анализа, для чего используют переносные газоанализаторы, аспираторы различных конструкций, резиновые отсасывающие баллоны, металлические газосборники и другие устройства. Очень важно, чтобы при пользовании имеющимися на подстанции приборами персонал был заранее обучен приемам отбора проб, так как при неправильном отборе результаты анализа могут быть ошибочными.
По объему газа в реле судят о степени повреждения, а по составу газа — о его характере и источнике выделения: разложение масла или твердой изоляции, так как сильные перегревы тех или иных изоляционных материалов вызывают выделение газа вполне
определенного состава. Например, присутствие в смеси газов большого количества окиси и двуокиси углерода свидетельствует о разложении твердой изоляции.
Предварительная оценка состояния трансформатора производится на основании проверки цвета и горючести газа. Бело-серый цвет газа свидетельствует о повреждении бумаги и картона, желтый — дерева, темно-синий или черный — масла. Горючесть газа является признаком повреждения внутри трансформатора. К ее определению приступают лишь после отбора пробы газа на химический анализ. Если газ, отобранный на пробу из краника реле, загорается от поднесенной спички, трансформатор не может оставаться в работе или включаться в работу (после автоматического отключения) без испытаний и внутреннего осмотра. Если в газовом реле будет обнаружен воздух (негорючий газ без цвета и запаха), то его следует выпустить из реле. В этом случае при отсутствии внешних признаков повреждений и несрабатывания (дифференциальной защиты) трансформатор может быть включен в работу без внутреннего осмотра.
На практике отмечены случаи ложного срабатывания газовой защиты на отключение трансформатора, вызванные неисправностью цепей вторичных соединений защиты: а также прохождением сквозных токов КЗ, когда электродинамическое взаимодействие между витками обмоток передается толчком маслу в момент соединения двух объемов, давления в которых различны. Например, газовая защита срабатывала во время открытия крана на линии, соединяющей расширитель трансформатора с эластичным резервуаром, после очередной подпитки его азотом. Характерным для всех этих случаев было отсутствие газа в реле. Оно оставалось заполненным маслом, поскольку никаких выделений газа в трансформаторе не происходило. Такие срабатывания защиты принято классифицировать как ложные. В этих случаях после установления причины отключения трансформаторы включают в работу, а неисправную газовую защиту отправляют в ремонт.
Проверка уровня масла имеет исключительно важное значение как для нормальной работы трансформатора, так и его газовой защиты. Понижение уровня масла в трансформаторах с пленочной защитой приводило к созданию вакуума, разрушению диафрагмы выхлопной трубы и срабатыванию газовой защиты на отключение. На подстанциях без выключателей на стороне ВН понижение уровня масла в трансформаторе и корпусе газового реле вызывает срабатывание газовой защиты, включение короткозамыкателя и отключение питающей линии.
При недостаточном уровне масла в расширителе и резком понижении температуры наружного воздуха или снижении нагрузки персоналу не разрешается переводить газовую защиту на сигнал, так как при дальнейшем понижении уровня масла может обнажиться и повредиться активная часть работающего трансформатора. Тем более недопустимо переводить газовую защиту «на сигнал» при быстром снижение уровня масла в трансформаторе, например, вследствие сильной течи. Необходимо устранить течь и принять меры к доливке масла в трансформатор. На время доливки отключающий элемент газовой защиты обычно переводится «на сигнал». Перевод газовой защиты «на отключение» должен производиться сразу же после окончания работ независимо от способа доливки. Ввод трансформаторов в эксплуатацию из резерва или после ремонта производится с газовой защитой, работающей «на отключение».
Дата добавления: 2017-11-04 ; просмотров: 6628 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник