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

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Текущий ремонт — силовой трансформатор

Текущий ремонт силового трансформатора с отключением его от питающей сети энергосистемы производят в порядке реализации планово-предупредительного ремонта. [1]

Текущие ремонты силовых трансформаторов ( без РПН) с отключением главных трансформаторов проводят не реже одного раза в 2 года, а всех остальных трансформаторов — не реже одного раза в 4 года. Текущий ремонт трансформаторов, установленных в местах усиленного загрязнения, выполняют в сроки, указанные в местных инструкциях. [2]

Текущие ремонты силовых трансформаторов , установленных на электростанциях и подстанциях, без выемки магнитопровода с отключением трансформатора проводят не реже одного раза в год, а всех остальных трансформаторов — не реже одного раза в 4 года. Текущий ремонт трансформаторов, установленных в местах усиленного загрязнения, выполняют в сроки, указанные в местных инструкциях. [3]

Текущий ремонт силового трансформатора с отключением его от питающей сети производят в порядке реализации планово-предупредительного ремонта. [4]

Текущий ремонт силовых трансформаторов с отключением от питающей сети включает наружный осмотр трансформатора, устранение обнаруженных дефектов, а также очистку изоляторов и бака. Спускают грязь из расширителя, доливают при необходимости в него масло и проверяют правильность показаний маслоуказателя. Проверяют спускной кран и уплотнения, осматривают охлаждающие устройства и чистят их, проверяют состояние газовой защиты и целость мембраны выхлопной трубы. Проводят также необходимые измерения и испытания. [5]

Текущий ремонт силового трансформатора с отключением его от питающей сети производят в порядке реализации планово-предупредительного ремонта. Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов зависит от их технического состояния и от условий эксплуатации. Сроки текущих ремонтов устанавливают в местных инструкциях предприятия. Однако такие ремонты надо производить не реже одного раза в год. При хорошо выполненном текущем ремонте не должно быть аварийных выходов из строя трансформаторов, а продолжительность их эксплуатации должна возрастать. [6]

Текущий ремонт силовых трансформаторов ( без выемки сердечника) с их отключением производят в зависимости от условий эксплуатации в соответствии с местными инструкциями, но не реже одного раза в год. [7]

Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов зависит от их технического состояния и от условий эксплуатации. Сроки текущих ремонтов устанавливаются в местных инструкциях нефтеперекачивающих станций. Однако такие ремонты следует производить не реже 1 раза в год. [8]

Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов зависит от их технического состояния и от условий эксплуатации. Сроки текущих ремонтов устанавливаются в местных инструкциях предприятия. Однако такие ремонты надо производить не реже одного раза в год. [9]

В объем текущего ремонта силовых трансформаторов входит: их наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов; спуск грязи из расширителя; доливка маслом; проверка маслоуказатель-ных устройств, спускного крана и уплотнений, подтяжка болтов уплотнений; контроль пробивных предохранителей у трансформаторов с незаземленным нулем с низкой стороны, состояния рабочего и защитного заземлений; осмотр и чистка охлаждающих устройств; проверка сопротивления изоляции обмоток, газовой и релейной Защиты; испытание трансформаторного масла. [10]

В чем заключается текущий ремонт силовых трансформаторов . [11]

В соответствии с этим при отсутствии строительного ремонта рекомендуется следующая очередность производства работ: ремонт сборных шин 6 — 10 кВ; ремонт шинных и линейных разъединителей, их приводов, концевых воронок и осмотр предохранителей 6 — 10 кВ; ремонт выключателей, их приводов и текущий ремонт силовых трансформаторов . Затем производятся все остальные работы, предусмотренные объемом работ. [12]

Масло, не отвечающее техническим требованиям, должно заменяться новым, а старое масло подвергаться очистке и сушке. Текущие ремонты силовых трансформаторов производятся не реже одного раза в год, капитальные через 5 лет после включения в работу, а в дальнейшем в зависимости от их технического состояния. [13]

Текущий ремонт силового трансформатора с отключением его от питающей сети производят в порядке реализации планово-предупредительного ремонта. Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов зависит от их технического состояния и от условий эксплуатации. Сроки текущих ремонтов устанавливают в местных инструкциях предприятия. Однако такие ремонты надо производить не реже одного раза в год. При хорошо выполненном текущем ремонте не должно быть аварийных выходов из строя трансформаторов, а продолжительность их эксплуатации должна возрастать. [14]

Работы, выполняемые при полном снятии напряжения, производимые в электроустановках, где со всех токоведущих частей, в том числе и вводов, снято напряжение, нет незапертого входа в помещения, в которых размещены электроустановки, находящиеся под напряжением. Так, например, текущий ремонт силового трансформатора осуществляется при полном снятии напряжения со стороны как высшего напряжения ( со стороны питания), так и низшего напряжения. Ревизия и чистка аппаратуры распределительных устройств подстанций и ремонтно-строительные работы в электропомещениях производятся при полном снятии напряжения со всех токоведущих частей. [15]

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: 6633 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник