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

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 К_т как отно­шение токов в первичной и вторичной обмотках. Разница между номинальным К_н и истинным К_т 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: 5787 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник