Новости
221 0

Технологический процесс и рекомендации для текущего ремонта трансформаторов тока

Главная » Освещение » Трансформаторы » Текущий ремонт трансформаторов

На сегодняшний день текущий ремонт трансформатора должен проводиться с определенной периодичностью. Для каждого устройства она может быть разнообразной.

В этой статье вы узнаете, как выполнить ремонт масляных, высоковольтных измерительных и электронных трансформаторов. Если вам интересно, тогда можете прочесть про типы трансформаторов тока.

1.4. Профилактические и ремонтные работы.

Текущие ремонты 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.

Читайте также: Знак высокое напряжение гост. знаки электробезопасности: классификация, расшифровка, правила и нормы размещения (105 фото)

Текущий ремонт трансформаторов заключается в чистке изоляторов, крышки; осмотре всех контактных соединений, расширителя, выхлопной трубы; проверке газовой защиты и т. д. Продолжительность ремонта обычно не более 6-8 ч.

Капитальные ремонты силовых трансформаторов с выемкой сердечника выполняют через 6 лет после введения в эксплуатацию и в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов их измерений и осмотров.

Капитальный ремонт производят с выемкой сердечника и сопровождают внутренним осмотром трансформатора. При этом ремонте тщательно осматривают магнитопровод, проверяют затяжку стяжных болтов, обмотку, контактные соединения, изоляцию, чистят бак, расширитель; заменяют все прокладки; осуществляют все возможные профилактические испытания согласно нормам и т. д. Срок капитального ремонта трансформатора определяется его мощностью и колеблется от 1 до 10 суток.

При капитальном ремонте, а также при монтаже новых, трансформаторы испытывают в соответствии с «Объемами и нормами испытаний электрооборудования». Кроме того, выполняют профилактические испытания между капитальными ремонтами в сроки, установленные местными инструкциями.

Во время испытаний измеряют сопротивление изоляции обмоток, тангенс угла диэлектрических потерь и определяют коэффициент абсорбции. Если результаты испытаний указывают на увлажнение изоляции, трансформатор сушат. Изоляцию доступных стяжных болтов и ярмовых балок испытывают переменным напряжением 1 кв в течение 1 мин. Нарушение изоляции этих элементов может вызвать тяжелые последствия в эксплуатации, так как ведет к образованию короткозамкнутого контура в магнитопроводе и «пожару» стали.

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.

Читайте также: Как выбрать и установить накладные розетки для кухни

Классификация и выбор

Принцип работы и характеристика трансформаторов со средней точкой, подключение

Подключение счетчика через трансформаторы тока

По конструкции и исполнению трансформаторы тока используемые в измерительных цепях делятся на:

  • Встроенные. Первичная обмотка у них служит элементом для другого устройства. Они устанавливаются на вводах и имеют только вторичную обмотку. Функцию первичной обмотки выполняет другой токоведущий элемент линейного ввода. Конструктивно это магнитопровод кольцевого типа, а его обмотки имеют отпайки, соответствующие разным коэффициентам трансформации;
  • Опорные. Предназначенные для монтажа и установки на опорной ровной плоскости;
  • Проходной. По своей структуре это тот же встроенный, только вот находиться он может снаружи другого электрического устройства;
  • Шинный. Первичной обмоткой служит одна или несколько шин включенных в одну фазу. Их изоляция рассчитывается с запасом, что бы он мог выдержать даже многократное увеличение напряжения;
  • Втулочный. Это одновременно и проходной, и шинный трансформатор тока;
  • Разъемный. Его магнитопровод состоит из разборных элементов;
  • Переносной. Это устройство электрики называют токоизмерительные клещи. Они являются переносным и удобным измерительным трансформатором тока, у которого магнитная система размыкается и замыкается уже вокруг того провода в котором и нужно измерять значение тока.

При выборе трансформатора тока стоит знать главное, что при протекании по первичной обмотке номинального тока в его вторичной обмотке, которая замкнута на измерительный прибор, будет обязательно 5 А. То есть если нужно проводить измерение токовых цепей где его расчётная рабочая величина будет примерно равна 200 А. Значит, при установке измерительного трансформатора 200/5, прибор будет постоянно показывать верхние приделы измерения, это неудобно. Нужно чтобы рабочие пределы были примерно в середине шкалы, поэтому в этом конкретном случае нужно выбирать трансформатор тока 400/5. Это значит что при 200 А номинального тока оборудования на вторичной обмотке будет 2,5 А и прибор будет показывать эту величину с запасом в сторону увеличения или уменьшения. То есть и при изменениях в контролируемой цепи будет видно насколько данное электрооборудование вышло из нормального режима работы.

Вот основные величины, на которые стоит обратить внимание при выборе измерительных трансформаторов тока:

  1. Номинальное и максимальное напряжение в первичной обмотке;
  2. Номинальное значение первичного тока;
  3. Частота переменного тока;
  4. Класс точности, для цепей измерения и защиты он разный.

Капитальный ремонт трансформаторов

Как и в вопросах текущего ремонта, основные позиции капитального также диктуются типом конкретного агрегата и его конструктивными особенностями.

Однако основными положениями для капремонта трансформаторов включают в себя:

вскрытие трансформатора – сначала сливается масло ниже уровня крышки, хотя бы на 20 – 30см, затем после вскрытия масляного агрегата может извлекаться магнитпровод с обмотками;

Вскрытие бака

  • осмотр обмоток на предмет выявления повреждений изоляции, сухой трансформатор осматривать легче, но эта процедура выполняется обязательно, при выявлении межвитковых замыканий, нагаров и прочих производят ремонт или замену обмотки;
  • ремонт крышки и крышевых элементов – изоляторов, выводов, фильтров, осушителей, кранов, выхлопных труб и т.д.;
  • ремонт силовых трансформаторов предусматривает проверку расклинивания и фиксации катушек на ярме, при необходимости их подклинивают и принудительно распирают;
  • для масляных трансформаторов производится очистка жидкого диэлектрика, а при неудовлетворительных результатах анализов, его полная замена;
  • обслуживание силовых трансформаторов в объеме капитального ремонта подразумевает устранение трещин или полную замену труб, радиаторов системы охлаждения, установку новых прокладок и т.д.;
  • механическая очистка от краски и нанесение нового слоя покрасочного материала;
  • проверка состояния дополнительных приборов;
  • разборка активной части с последующей сушкой ее элементов;
  • проверка параметров работы – коэффициента трансформации, групп соединения обмоток, тока и потерь холостого хода,
  • испытание силовых цепей в приборе, проверка изоляции обмоток, измерение тангенса диэлектрических потерь и т.д.

Электрические испытания

В некоторых ситуациях, когда при ремонте электрооборудования отсутствует возможность достать ярмо электрической машины, допускается производить капитальный ремонт с внешним осмотром. Но при этом полностью должно сливаться масло из бака для обеспечения доступа к обмоткам.

Силовые агрегаты после капитального ремонта с полной или частичной заменой обмоток обязательно подвергаются принудительной сушке, невзирая на данные, полученные при испытаниях.

Наши преимущества

Заказав капитальный ремонт или текущее обслуживание трансформаторов в нашей компании, вы получаете:

  • грамотный, ответственный и комплексный подход к проведению восстановительных работ;
  • полное юридическое сопровождение сделки, составление договора, сметы;
  • гарантия 12 месяцев на выполненные работы;
  • оперативное выполнение заказа;
  • выгодные условия сотрудничества и привлекательные цены.

Доверить такой сложный вид работ можно только профессионалам, поэтому обращайтесь в ЗАО «ПромЭлектроРемонт».

В разделе цены можно ознакомиться с действующими ценами на наши услуги.

Читайте также: Все про наряд-допуск на работы на высоте: требования, пошаговое заполнение

Источник



Как быть с оборудованием для ремонта трансформаторов?

Трансформаторы тока тпл-10-м

Во время проведения ремонта трансформатора некоторые операции могут выполняться вручную с использованием несложных приспособлений. В качестве примера можно привести отбор проб масла, чистку изоляторов и бака, подтягивание гаек для восстановления герметичности уплотнений между баком и крышкой. Но уже, например, доливку трансформаторного масла выполнить без специального оборудования невозможно. Перед доливкой масло необходимо подготовить (дегазировать, очистить от примесей) и сохранить в таком состоянии до попадания в трансформатор.

Компания GlobeCore выпускает оборудование, которое существенно облегчает жизнь организациями, основной специализацией которых является ремонт и обслуживание электротехнического оборудования.

Рекомендуем воспользоваться следующими моделями:

  • УВД – легкая и маневренная установка для доливки дегазированного масла в трансформатор;
  • «Иней» – установка, предназначенная для вакуумирования силовых трансформаторов и сушки твердой изоляции;
  • ППМ – установка для подогрева трансформаторного масла. Эта операция выполняется перед доливкой или заменой масла;
  • «Суховей» – установка, с помощью которой можно продуть бака трансформатора сухим горячим воздухом. Данное действие предохраняет изоляцию от увлажнения в случае разгерметизации активной части трансформатора, ремонта или технического обслуживания;
  • СММ – установки дегазации и очистки от механических примесей масел силовых трансформаторов. Используют комбинированные способы обработки масла (воздействие температуры и вакуума, адсорбенты, фильтрация), что позволяет всегда добиваться наилучшего результата;
  • СММ-Р – установка для восстановления важных эксплуатационных параметров электроизоляционного масла. Оборудование может подключаться напрямую к работающему трансформатору;
  • TSS – система безопасного подключения маслообрабатывающих установок к трансформатору. Позволяет контролировать уровень масла в баке, наличие утечек, появление воздуха в соединительных шлангах.

GlobeCore регулярно расширяет функциональность своего оборудования. Если того требует ремонт трансформатора, то установки могут оборудоваться дополнительными датчиками, а также системой контроля и управления через мобильную связь.

Аварийные ситуации

В некоторых случаях осмотр может быть проведён в аварийной ситуации. Она может возникнуть при определении внутри корпуса сильного потрескивания или неравномерного шума. Оборудование требует проведения внепланового осмотра при ненормальном уровне нагрева. Он может постепенно увеличиваться.

В некоторых случаях происходит выброс масла, его течи (понижается уровень жидкости ниже допустимого значения), разрушаются диафрагмы расширительных труб. В этом случае установка не может нормально функционировать. Требуется выполнить её аварийное восстановление.

После проведения техобслуживания или в процессе испытаний могут быть взяты пробы масла. Если качество вещества оказывается неудовлетворительным, питание отключается. Выполняется аварийная замена жидкости.

Техническое обслуживание

Виды трансформаторов

Эксплуатация измерительных трансформаторов не является очень сложным и трудоёмким процессом. Действия персонала заключаются, в основном, в надзоре за исправностью его вторичных цепей, наличием защитных заземлений и показаниями приборов контроля, а также счётчиков. Осмотр чаще всего производится визуальный, из-за опасности поражения человека высоким напряжением, вход за ограждения, где установлены трансформаторы строго запрещён. Однако, это касается в большей степени систем с напряжением выше 1000 Вольт. Для низковольтных цепей визуальный осмотр на наличие нагрева соединений, а также коррозии контактных зажимов является неотъемлемой работой электротехнического персонала. Самый часто применяемый прибор для измерения тока в цепях 0,4 кВ это токоизмерительные клещи. Так как при расчёте и разработке пусковой аппаратуры очень редко используются стационарные трансформаторы для измерения.

В любом случае нужно обращать внимание и принимать меры к устранению обнаруженных дефектов таких как:

  1. Обнаружение трещин в изоляторах и фарфоровых диэлектрических элементах;
  2. Плохое состояние армированных швов;
  3. Потрескивания и разряды внутри устройства;
  4. Отсутствие заземления корпуса или вторичной обмотки.

Проводя обслуживание измерительных трансформаторов, на щитах где установлены приборы, нужно смотреть не только за показаниями приборов, а ещё и за контактными соединениями проводов, которые подключаются к ним. Кстати, их сечение не должно быть меньше 2,5 мм² для медных проводов, и 4 мм² для алюминиевых.

Проверка измерительных трансформаторов

Испытание измерительных трансформаторов сводится к измерению сопротивления изоляции и коэффициента трансформации, который определяется по следующей схеме.

При этом в первичную обмотку от специального нагрузочного трансформатора или автотрансформатора подаётся ток не меньше 20% от номинального. Как известно, коэффициент трансформации будет равен соотношению тока в первичной обмотке к току во вторичной. После чего это значение сравнивается с номиналом. Если трансформатор имеет несколько вторичных обмоток, то необходимо проверит каждую. И также нельзя забывать о наличии правильной маркировки.

Выбор нужно трансформатора тока, а также их испытательные характеристики определяют в лабораторных условиях специальный высококвалифицированный электротехнический персонал, где и выдаётся соответствующий документ по его результатам.

Ненормальное гудение

Если внутри корпуса определяется ненормальное гудение, причин такому состоянию может быть несколько. Его вызывает ослабление болтов крышки или других деталей. Их потребуется подтянуть.

При повышенном напряжении в сети может появиться шум. Чтобы его устранить потребуется переставить переключатель в правильное положение. При нарушении прессовки на стыках внутри магнитопровода появляется гудение. Сердечник потребуется перепрессовать. Если крайние листы магнитопровода начинают вибрировать, можно услышать шум. Их нужно расклинить.

Гудение также вызывает перегрузка оборудования (её необходимо снизить), неравномерная загрузка фаз или замыкание между ними или витками обмоток.

Помимо перечисленных неисправностей могут появиться обрывы в витках катушек при их некачественном соединении. Если подобная ситуация определяется в первичной обмотке, произойдёт изменение вторичного напряжения.

Чтобы определить объем работ в аварийной ситуации, производится процесс дефектации трансформатора. Это позволяет установить степень тяжести и характер повреждений. На основе проведённого анализа устанавливается потребность в материалах, приспособлениях и инструментах, необходимых для проведения устранения неисправностей.

Силовые трансформаторы, как и любая техника, нуждается в периодическом обслуживании. Чтобы не возникла необходимость проводить устранение неисправностей в аварийном режиме, периодически проводятся техосмотры и комплекс капитальных мероприятий по восстановлению элементов системы.

Читайте также: Дистанционные выключатели освещения. Монтаж проходных настенных выключателей без проводов.

Техника безопасности при проведении технического обслуживания трансформаторов

  • Перед началом работы специалист готовит необходимый инструмент и убеждается в его исправности;
  • Работу проводят в спецодежде с обязательным использованием средств защиты от поражения электротоком;
  • Для безопасного проведения работ отключается электропитание осматриваемой камеры. Рубильник камеры переводится в положение «выключено», на выключенный рубильник вешается табличка безопасности, с предупреждением о работе людей;
  • Далее, работник проводит разрядку конденсаторов;
  • Открыв камеру трансформатора работник убеждается в отсутствии напряжения на НН выходе трансформатора.

Техническое обслуживание сухих силовых трансформаторов

Сухие силовые трансформаторы с литой изоляцией не капризны в обращении. Регламент технического обслуживания сухого трансформатора во многом зависит от условий эксплуатации.

  • Проверяйте раз в полгода систему охлаждения. в системах охлаждения с принудительной вентиляцией проверяйте вентиляторы и контроллер температуры.
  • Очищайте поверхность трансфооматора. Если трансформатор работает в загрязненной среде – то чистить его нужно чаще. В среднем удалять грязь с устройства нужно раз в 3-6 месяцев.
  • Проверяйте, нет ли на поверхности трансформатора трещин раз в год.
  • Ежегодно проверяйте изоляцию и защиту металлических деталей трансформатора. Если не нашли сколов и коррозии – то все хорошо.
  • Смотрите, насколько крепко зафиксированы обмотки. Если нашли в литой обмотке повреждения – замените ее.

Ухаживать за сухими трансформаторами проще, чем с масляными. Температуру и давление в баке с маслом нужно постоянно контролировать.В трансформаторе с воздушным охлаждением нет жидкостей. Поэтому в его обслуживание вы вкладываете меньше ресурсов.

Техобслуживание

Процесс техобслуживания выполняется с определённой периодичностью. Процедура чётко регламентируется. Она включает в себя несколько обязательных этапов:

  • Осмотр «трансформаторного» устройства снаружи, определение возможных неисправностей и повреждений корпуса.
  • Чистка бака, изоляторов.
  • Устранение грязевых отложений в расширителе.
  • Доливается «масло» (при необходимости), изучают состояние указателя уровня охладительной жидкости.
  • Осматриваются фильтры термосифонного типа. При необходимости в них меняется сорбент.
  • Оценивается состояние циркуляционных труб, предохранителя, уплотнителей, сварных швов.
  • Для устройства с масляной системой охлаждения отбираются пробы внутренней жидкости.
  • Производятся «испытания силовых трансформаторов», измерения основных показателей их работы.

По определённой технологии выполняется оценка состояния установки после проведения техобслуживания.

Разборка трансформаторов

Разборку трансформатора при капитальном ремонте производят в следующем порядке. Из расширителя сливают масло, снимают газовое реле, предохранительную трубу и расширитель; ставят заглушки на отверстия в крышке бака. С помощью грузоподъемных механизмов стропами за подъемные кольца поднимают крышку с активной частью трансформатора. Приподняв ее на 10 — 15 см, осматривают состояние и положение уплотняющей прокладки, отделяют ножом ее от рамы бака и по возможности сохраняют для повторного применения. После этого извлекают из бака активную часть участками, удобными для работ по удалению масляных шламов, промывки обмоток и сердечника струей нагретого масла и дефектации. Затем активную часть устанавливают на заранее подготовленную площадку с поддоном. Подняв активную часть трансформатора на 20 см выше уровня бака, отодвигают бак в сторону, а активную часть для удобства осмотра и ремонта устанавливают на прочный помост. Обмотки очищают от грязи и промывают струей нагретого до 35 — 40 °С трансформаторного масла.

Если у трансформатора вводы расположены на стенках бака, то вначале снимают крышку, сливают масло из бака на 10 см ниже изоляторов ввода и, отсоединив вводы, снимают изоляторы, а затем вынимают активную часть из бака.

Разборку, осмотр и ремонт трансформатора проводят в сухом закрытом и приспособленном для производства этих работ помещении.

После выемки активной части проверяют состояние магнитопровода — плотность сборки и качество шихтовки, прочность креплений ярмовых балок, состояние изоляционных гильз, шайб и прокладок, степень затяжки гаек, шпилек, стяжных болтов, состояние заземления

Обращают особое внимание на состояние обмоток — расклиновку на стержнях магнитопрово-да и прочность посадки обмоток, отсутствие следов повреждений, состояние изоляционных деталей, прочность соединений выводов, демпферов

В период капитального ремонта трансформатора помимо перечисленных работ при необходимости расшихтовывают ярмо магнитопровода с распрессовкой железа и снятием катушек обмоток.

Содержание Предыдущий § Следующий

ГЛАВА ВОСЬМАЯ

РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРОВ

8.1. ВИДЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ РЕМОНТА

Отечественные трансформаторы просты по конструкции и надежны в работе. Их удельная повреждаемость по сравнению с другими видами оборудования незначительна. 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 /?бо» /#i5″. Измерения выполняются при помощи ме-гаомметра 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 элект-

ростанций, 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.

8.2. УСЛОВИЯ ВСКРЫТИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ РЕМОНТА

Увлажнение изоляции трансформатора при ремонте происходит в результате поглощения влаги, содержащейся в воздухе. Если температура активной части трансформатора ниже температуры окружающего воздуха, то при соприкосновении воздуха.с относительно холодной активной частью влага конденсируется на ее поверхности и впитывается изоляцией. Чтобы не допустить увлажнения изоляции за время ремонта и включить трансформатор в работу без сушки, осмотр и ремонт его активной части нужно проводить в сухую ясную погоду. При этом активную часть разрешается держать на воздухе с относительной влажностью менее 75 % не более 24 ч для трансформаторов до 35 кВ включительно и 16 ч для трансформаторов ПО— 500 кВ.

Отсчет времени ведется от начала слива масла из трансформатора. Температура активной части при ремонте должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее чем на 10 °С. Если это условие выполнить нельзя, вскрытие трансформатора откладывается или активную часть нагревают до температуры, превышающей температуру окружающего воздуха на 10—15 °С, В случае

дождливой погоды осмотр производят в помещении, Где температура воздуха поддерживается выше температуры наружного воздуха не менее чем на 10 СС. Время пребывания активной части на воздухе может быть увеличено (не более чем вдвое по сравнению с указанным выше), но при этом температура окружающего воздуха должна быть выше 0°С, относительная влажность менее 75 %, а темпера* тура активной части должна превышать температуру окружающего воздуха не менее чем на 10 °С. Если пребывание активной части на воздухе будет более продолжительным, ч«м указано выше, потребуется контрольная подсушка или сушка изоляции, необходимость которых устанавливается по результатам измерений изоляционных характеристик.

8.3. ОБЪЕМ РАБОТ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ

ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

110 кВ И ВЫШЕ

Капитальный ремонт трансформатора без разборки его активной части включает в себя следующие стадии работ: разборку вспомогательного оборудования; подъем съемной части бака (колокола) или крышки и активной части (у трансформаторов с верхним разъемом бака) и установку их на ремонтной площадке; осмотр и ремонт активной части; осмотр и ремонт вспомогательного оборудования; контрольную подсушку или сушку изоляции активной части; испытания.

Разборка вспомогательного оборудования.

Перед разборкой трансформатор осматривают снаружи, выясняют, какие неисправности наблюдались в работе, проверяют работу систем охлаждения и устройств переключения ответвлений обмоток; осматривают арматуру, сварные швы, армировку изоляторов, уплотнения и составляют опись внешних дефектов. Затем измеряют изоляционные характеристики /?6o7^i5″, tgS, C2/C5o, проводят сокращенный анализ и измерение tg 6 масла из бака. Потом сливают масло из бака с подсосом воздуха через осушитель и измеряют АС/С изоляции трансформатора.

После выполнения указанных работ демонтируют приборы контроля, устройства защиты, автоматики и управления системой охлаждения. Снятые приборы сдают в лабораторию на проверку.

Далее снимают расширитель, предохранительную трубу, термосифонный фильтр и охладители. Отсоединяют и

снимают с помощью специальных траверс маслонаполнен-ные вводы СН, ВН и вводы НН. Перед снятием вводы НН отсоединяют от гибких отводов через люки.

Подъемсъемной части.

Перед подъемом съемной части равномерно ослабляют и снимают болты по всему периметру разъема бака. Освобождают распорные болты между баком и активной частью. Выполняют строповку крышки бака или колокола, приподнимают их с помощью лебедки или крана и устанавливают на ремонтной площадке. У мощных трансформаторов с нижним разъемом активная часть обнажается при снятии колокола. Для ремонта она, как правило, остается на поддоне. У трансформаторов, баки которых имеют верхний разъем, активная часть вынимается из бака и устанавливается на ремонтной площадке.

Осмотр и ремонт активной части.

При ремонте проверяется состояние изоляции обмоток, прессующих деталей обмоток, отводов и болтовых соединений, изоляционных цилиндров, барьеров и перегородок; магнитопровода и его заземления, изоляции стяжных шпилек, прессующих колец ярмовых балок и бандажей; переключателя ответвлений обмоток.

Читайте также: Встраиваемая бытовая техника, какое решение выбрать

Для осмотра обмоток и магнитопровода трансформатора необходимо прежде всего демонтировать изоляционные перегородки и другие элементы его главной изоляции. При снятии перегородок следует проверить, не касаются ли они обмоток и отводов, а также нет ли следов электрических разрядов между ними. Главную изоляцию проверяют внешним осмотром и считают ее пригодной для дальнейшей эксплуатации, если электрокартон не хрупок и при сгибании вдвое не ломается. Бакелитовые цилиндры осматривают и проверяют, нет ли на их поверхности трещин, следов разряда, не расслаиваются ли они. Поврежденные цилиндры заменяют новыми.

При осмотре изоляции обмоток проверяют, не имеет ли она повреждений, разбуханий, и определяют ее механическую прочность. При обнаружении преждевременного старения изоляции (хрупкость, потеря эластичности) выясняют причины этого явления и принимают меры к их устранению. При осмотре прессующих деталей (брусьев, шайб, колец) проверяют их состояние и достаточность прессовки обмоток. Важно установить отсутствие деформации и смещения обмоток, что может быть результатом слабой прессовки. При необходимости обмотки подпрессовываютс

помощью изоляционных брусьев и клиньев.

При осмотре отводов проверяют состояние их изоляции, паек и контактов, а также крепящих отводы изоляционных деталей. Разъемные контакты отводов разбирают и зачищают. Паяные контакты, имеющие дефекты, переделывают заново. Нарушенную изоляцию контактов заменяют новой.

Магнитопровод осматривают во всех доступных для осмотра местах. При этом проверяют плотность сборки пакетов стали, отсутствие следов нагрева, целость заземления и соединений прессующих колец и ярмовых балок с магнито-проводом. Степень прессовки стали магнитопровода проверяют специальным ключом путем приложения к гайкам прессующих шпилек нормированных усилий.

Состояние изоляции листов стали проверяют измерением сопротивления постоянному току лаковой пленки пакетов стали и всего магнитопровода.

Сопротивление изоляции стяжных шпилек, прессующих колец и ярмоЕых балок проверяют мегаомметром на 1000— 2500 В. Сопротивление изоляции при этом не нормируется, устанавливается лишь отсутствие замыканий.

Проверяют состояние охлаждающих масляных каналов в магнитопроводе и обмотках. Минимальная высота каждого масляного канала в обмотках должна быть не менее 4 мм. В каналах не должно быть отложений шлама, препятствующих циркуляции масла.

У трансформаторов, имеющих переключатели ПБВ, проверяют состояние валов, изоляционных цилиндров, деталей крепления, исправность контактов и достаточность их нажатия. Переключатель должен легко перемещаться из одного положения в другое.

У трансформаторов, снабженных устройствами РПН, проверяют исправность всех механизмов переключателя: валов, шестерен, кулачков сцепления и пр. Обращается внимание на отсутствие люфтов в кинематической схеме привода.

Проверяют состояние реакторов (или резисторов), надежность работы и отсутствие нагара на контактах контактора и избирателя. При необходимости устанавливают новые пары контактов. В баке контактора заменяют масло.

В процессе ремонта переключающего устройства измеряют переходное сопротивление его контактов и силу контактного нажатия. Переходное сопротивление одного контакта, измеренное микроомметром, не должно выходить за пределы 10—20 мкОм. Силу контактного нажатия измеряют динамометром, с помощью которого оттягивают подвиж-

ный контакт до тех пор, пока не выпадет контрольный щуп, зажатый между контактами. Результаты измерений сравнивают с паспортными данными.

После тщательного осмотра, проверки и устранения всех выявленных дефектов и повреждений активная часть трансформатора промывается струей сухого горячего (60 °С) масла той же марки, которым трансформатор был заполнен до ремонта.

Осмотр и ремонт отдельных узлов и вспомогательного оборудования. К осмотру и ремонту бака и его арматуры приступают непосредственно посяе снятия колокола или выемки из бака активной части. Наружную поверхность бака и крышки очищают от грязи, устраняют места течи масла, заменяют уплотнения, восстанавливают поврежденную окраску поверхности бака.

При ремонте расширителя и выхлопной трубы выявляют и устраняют места течи масла в сварных швах. Осмотр внутренней поверхности расширителя производят через боковые люки. При этом стенки расширителя, отстойник и маслоуказатель очищают от загрязнений и промывают горячим маслом. Заменяют все дефектные уплотнения. Проверяют целость мембраны выхлопной трубы и качество ее уплотнения.

Термосифонные и адсорбционные фильтры проверяют на отсутствие течи масла (при необходимости ремонтируют), очищают и заполняют свежим высушенным адсорбентом. Воздухоосушитель также очищают, проверяют исправность масляного затвора, заменяют основной и индикаторный си-ликагель.

Навесные радиаторы у трансформаторов с системой охлаждения Д очищают, ремонтируют и промывают горячим маслом. Аналогичным образом поступают с охладителями и маслопроводами систем охлаждения ДЦ и Ц. Радиаторы и системы охлаждения ДЦ и Ц испытывают на герметичность.

Циркуляционные насосы, вентиляторы и их электродвигатели полностью разбирают, осматривают и заменяют износившиеся детали (подшипники, рабочие колеса и пр.). У электродвигателей проверяют состояние обмоток, паек, креплений. Мегаомметром на 500 В измеряют значение сопротивления изоляции (допустимое значение не менее 0,5 МОм). Вентиляторы дутья вместе с электродвигателями балансируют (значение вибрации должно быть не более 60 мкм).

Маслонаполненные и фарфоровые вводы очищают и осматривают для выявления трещин в фарфоре, проверки креплений, контактов, надежности уплотнений. В маслона-полненных вводах заменяют масло. Ремонтные работы, связанные с разборкой вводов, проводят в специализированных мастерских.

Сборка трансформатора после ремонта. После выполнения ремонтных работ активную часть трансформатора, имеющего верхний разъем, поднимают и опускают в бак. Затем устанавливают резиновые прокладки и крышку бака. У трансформаторов с нижним разъемом устанавливают на поддон съемную часть — колокол. Разъем равномерно стягивают болтами. Активную часть раскрепляют внутри бака. После этого устанавливают вводы и соединяют их с отводами от обмоток. Устанавливают газоотводные трубы. Расширитель и выхлопную трубу пока не устанавливают, их люки и все отверстия в -съемной части бака плотно закрывают заглушками.

Собранный таким образом трансформатор проверяют на герметичность путем создания в баке разрежения. Проверкой выявляется качество сварных швов и уплотнений. Чтобы не повредились покрышки вводов при создании вакуума в трансформаторе, их до начала проверки соединяют временными резиновыми шлангами с вакуумным пространством бака. Трансформатор считают герметичным, если Не

будет выявлено никаких дефектов и значительного изменения первоначального значения разрежения в течение 1 ч.

Трансформатор выдерживают под вакуумом от 6 до 10 ч. Затем при работающем вакуумном насосе бак трансформатора заполняют сухим при температуре 50—60 °С маслом до уровня на 150—200 мм ниже уровня крышки. Вакуум в трансформаторе снимают постепенной подачей воздуха в пространство над маслом через силикагелевый (цеолитовый) воздухоосушитель.

После заполнения трансформатора маслом проводят его окончательную сборку: устанавливают расширитель и выхлопную трубу, контрольно-сигнальные устройства; монтируют систему охлаждения и термосифонные фильтры. Затем в трансформатор доливают масло до уровня, соответствующего температуре окружающего воздуха.

На полностью собранном и залитом маслом трансформаторе с регулированием напряжения над нагрузкой проверяют работу переключающего устройства. Для этого

у устройств серии РНТ снимают круговую диаграмму, а у быстродействующих устройств серий РНОА и РНТА процесс работы контактора еще и осциллографируют. Последовательность действия контактов проверяют рри медленном повороте выходного вала приводного механизма на 360° (отсюда название — круговая диаграмма). Для снятия

Рис. 8.1. Схема для снятия круговой диаграммы переключающего устройства серии РНОА (а) и круговая диаграмма переключающего устройства типа РНОА-110/1000 (б):

К1

— контактор нечетных ступеней;К2— то же четных ступеней;П1— переключатель (избиратель) нечетных ступеней;П2 —то же четных ступеней;Л1иЛ2— лампы;В— источник постоянного тока;R1иR2— резисторы;РО— регулировочная обмотка; заштрихованная ча.сть диаграммы — контакт замкнут, незаштрихо-ванная — контакт разомкнут;а— угол — интервал между работой переключателя и контактора — не менее 45°

круговой диаграммы, например, устройства серии РНОА открывают люк контактора и к неподвижным контактам присоединяют провода от ламп Л1

иЛ2(рис. 8.1,а). Питание на схему подают от батареи 6—24 В. Вручную вращая рукоятку привода переключающего устройства, по загоранию и погасанию ламп фиксируют моменты замыкания и размыкания контактов; одновременно по лимбу (со шкалой от 0 до 360° и ценой деления 1°), прикрепленному к крышке привода, замечают углы поворота вала. Для каждого устройства серии РНОА заводом рекомендуется снимать круговую диаграмму в определенном диапазоне положений при работе устройства в обе стороны. Круговую диаграмму строят по значениям углов срабатывания кон-

тактов (рис. 8.1,6). Правильность работы переключающего устройства оценивают сравнением полученных углов с заводскими данными.

После снятия круговой диаграммы процесс переключения осциллографируют для установления очередности и времени срабатывания контактов контактора.

В заключение для определения плотности всех соединений и сварных швов трансформатор в течение 3 ч испытывают избыточным давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим уровнем масла в расширителе.

8.4. КОНТРОЛЬНАЯ ПОДСУШКА И СУШКА ТРАНСФОРМАТОРОВ

Контрольная подсушка и сушка изоляции трансформаторов, вводимых в работу шсле ремонта, проводится на ремонтной площадке:

Контрольная подсушка проводится в тех случаях, когда продолжительность пребывания активной части на воздухе не превысила допустимой и нет оснований предполагать, что изоляция значительно увлажнена. Подсушка заключается в прогреве активной части (циркуляцией масла через электронагреватели, токами КЗ, с помощью паровых нагревателей и другими способами) в масле с температурой в верхних слоях 80 °С. В процессе такого прогрева периодически измеряются характеристики изоляции. Прогрев прекращается, когда характеристики изоляции будут отвечать требованиям норм, но не раньше чем через 24 ч, не считая времени нагрева до 80 °С. Продолжительность контрольного прогрева не более 48 ч. Если за это время характеристики изоляции не достигнут требуемых значений, трансформатор подлежит сушке.

Сушка изоляции трансформаторов состоит в том, что искусственно создаются условия; при которых влага перемещается из внутренних слоев изоляции к поверхности и с поверхности в окружающую среду. Перемещение влаги внутри материала происходит в соответствии с физическими законами от более влажных слоев к менее влажным и от более нагретых к менее нагретым. Перемещение влаги с поверхности изоляции в окружающую среду происходит под действием разности давлений пара на поверхности изоляционного материала и в окружающей среде. Таким образом, в процессе сушки необходимо повышать давление пара у поверхности материала, что достигается его нагре-

вом, и понижать давление в окружающем пространстве путем создания вакуума или вентиляции сушильного пространства сухим воздухом.

При сушке изоляции сухим воздухом активную часть трансформатора помещают в хорошо утепленную и защищенную изнутри от возгорания камеру (рис. 8.2). Сухой воздух в камеру подается от воздуходувки и удаляется че-

Рис. 8.2. Сушка трансформатора в камере при помощи воздуходувки:

/ — вентилятор; 2

— нагреватель;3— искроуловитель;4— утепленная камера;5— регулировочный шибер;6— термометры; 7 — термопары на обмотке

рез вытяжное отверстие, унося с собой пары воды. Температура входящего в камеру воздуха должна быть не выше 105 и выходящего не ниже 80—90 °С. Контроль за температурой ведется по термометрам. Количество воздуха, подаваемого в камеру за i мин, должно быть в 1,5 раза больше объема камеры.

Наибольшее распространение в эксплуатации получил индукционный способ сушки активной части в своем баке под вакуумом за счет тепла, выделяющегося в стенках бака от вихревых токов. Вихревые токи индуктируются специальной намагничивающей обмоткой, наматываемой на бак трансформатора.

Для сушки активную часть опускают в совершенно сухой бак; в различных местах активной части устанавливают термопары и терморезисторы; крышку и все отверстия в баке тщательно уплотняют; стенки бака утепляют асбопо-лотном или стеклотканью; снаружи под теплоизоляцией устанавливают термометры. Индукционную обмотку наматывают на бак с таким расчетом, чтобы в нижней части находилось 60—65% общего числа витков, а остальные — в верхней части. Такое расположение обмотки обеспечивает

равномерный нагрев активной части. Питание индукционной обмотки осуществляют от трансформатора мощностью 560—1000 кВ-А, напряжением 380 В. Дно бака прогревают электрическими печами. Время нагрева активной части до температуры 100—105 °С зависит от ее размеров, массы и класса изоляции. Для трансформаторов 110 кВ оно состав-

Рис. 8 3 Схема сушки трансформатора в своем баке под вакуумом:

ляет 30—40 ч, а для трансформаторов 220—500 кВ — 60— 80 ч. Схема сушки представлена на рис. 8.3.

После проверки работы вакуумной системы подают напряжение на индукционную обмотку 2,

включают печи донного подогрева и температуру в баке доводят до 100°С. Затем включают вакуумные насосы4и открывают кран, через который в нижнюю часть бака подсасывается горячий воздух, забираемый из поддонного пространства через фильтр 5. Подсос воздуха регулируют с таким расчетом, чтобы вакуум в баке не поднимался выше 0,003 МПа (для трансформаторов ПО кВ и ниже). Для ускорения сушки режим нагрева чередуют со снятием вакуума и быстрым охлаждением верхних слоев изоляции, чтобы создать перепад температур между внутренними и внешними слоями изоляции. Контроль за сушкой ведется непрерывно. Каждый час записывают показания термометров и вакуумметра 7, про-

изводят измерения сопротивления изоляции мегаомметром на 2500 В. Сушка считается законченной, если устанавливается постоянное значение сопротивления изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь при неизменной температуре, а также прекращается выделение влаги в охладительной колонке. После этого нагрев прекращают, температуру в баке понижают до 80—85 °С и трансформатор заполняют сухим маслом под вакуумом. Через 6—10 ч, когда изоляция пропитается маслом, активную часть вскрывают для осмотра и подпрессовки обмоток, так как изоляция при сушке усыхает.

8.5. НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Целью испытаний, проводимых в период ремонта, является проверка состояния трансформатора и качества ремонта. При капитальном ремонте без смены обмоток в объем испытаний входят:

химический анализ масла из бака трансформатора и вводов;

измерение сопротивления обмоток постоянному току при всех положениях переключателя ответвлений. Значение сопротивлений обмоток разных фаз не должны отличаться друг от друга более чем на 2 %;

измерение коэффициента трансформации на всех ответвлениях. Для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации не должна превышать значения ступени регулирования;

измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец. Измерение выполняется мегаомметром. Значение сопротивления изоляции не нормируется, рекомендуемое значение не менее ЮМОм.

измерение характеристик изоляции.

Характеристики изоляции при капитальном ремонте измеряются дважды: до начала ремонта, как было сказано в § 8.3, и после окончания всех ремонтных работ. После капитального ремонта, проводимого без смены обмоток и изоляции, измеряется сопротивление изоляции обмоток трансформатора и определяется отношение Reo» /Ris»

. Измерение выполняется мегаомметром на 2500 В. Показания мегаомметра отсчитывают через 15 и 60 с от начала вращения его рукоятки. Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляцииR&)»для масляных трансформаторов до

НО кВ при температуре 20 °С должно быть не менее 600 МОм, а отношение Rqo»IRi5″

—не менее 1,3. Для трансформаторов на большее номинальное напряжение сопротивление не нормируется, но учитывается при комплексном рассмотрении результатов измерений.

Измеряется емкость обмоток при частоте 2 и 50 гЦ и определяется отношение С2/С50, а также отношение АС/С Для измерения указанных отношений применяются приборы ПКВ-7, ПК.В-8. Для трансформаторов с номинальным напряжением ПО—150 кВ при температуре 20 °С значение отношения С2/С5о должно быть менее 1,2 %, отношения А С/С— менее 12%, а приращение отношений АС/С, измеренных в конце и начале ремонта и приведенных к одной температуре, — менее 4 % •

Пр помощи моста переменного тока измеряется tg б обмоток трансформатора. Для трансформаторов с номинальным напряжением 110—150 кВ при температуре 20 °С значение tg б должно быть менее 2,5 %.

Характеристики изоляции за время капитального ремонта трансформатора могут изменяться по сравнению с характеристиками, измеренными до ремонта.

По результатам измерений делают заключение о состоянии и необходимости сушки изоляции. Считается возможным включение трансформаторов в работу без контрольной подсушки и сушки, если измерения по окончании ремонта покажут, что сопротивление изоляции Rw

понизилось, но не более чем на 30 %, отношение С2/С50 возросло не более чем на 20 %, tg б возрос не более чем на 30 %, а отношение АС/С не более допустимых значений. Во всех остальных случаях изоляция подвергается сушке.

При капитальных ремонтах трансформаторов испыты-ваются и их вводы: измеряется tg б вводов; сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки; проводится анализ масла, залитого в маслонапол-ненные вводы; проверяется качество их уплотнений путем создания избыточного давления масла.

Вопросы для повторения

1. Условия вскрытия трансформаторов для ремонта.

2 Назовите основные стадии работ при капитальном ремонте трансформатора.

3. По каким признакам судят о пригодности к дальнейшей эксплуатации главной изоляции трансформатора?

4. В каких случаях и как подпрессовывают обмотки трансформаторов?

5. Как проверяется изоляция стяжных шпилек магнитопровода?

6. Как проверяется степень прессовки стали магнитопровода?

7. Что такое круговая диаграмма и как ее снимают?

8. В чем состоит контрольная подсушка трансформатора?

10. Что входит в объем испытаний трансформатора при его капитальном ремонте?

Содержание Предыдущий § Следующий

Ремонт измерительных трансформаторов

Текущий ремонт измерительных трансформаторов начинают с очистки их от пыли и грязи, затем осматривают фарфоровую, эпоксидную или другую изоляцию, проверяют надежность их крепления к конструкции, объем масла в баке и отсутствие течи в уплотнениях и сварных швах. Чтобы устранить течь масла, подтягивают скрепляющие болты. Если это не помогает, ставят новую прокладку из маслостойкой резины. Если масло протекает через сварные швы, трансформатор заменяют новым. Проверяют надежность соединения трансформатора с контуром заземления, контактные соединения внешних проводов с трансформатором, соединения вторичных обмоток с «землей». При ремонте разборных трансформаторов тока проверяют отсутствие ржавчины на торцах магнитопровода. Для этого отсоединяют проводники, откручивают гайки скрепляющих болтов и разнимают половинки трансформатора. Ржавчину снимают шкуркой, половинки скрепляют болтами, стараясь, чтобы между ними не было воздушного зазора и кабель располагался в центре окна трансформатора. В трансформаторах измеряют сопротивление изоляции, первичной обмотки — мегаомметром на 2,5 кВ, вторичной — на 1 кВ. Сопротивление изоляции не нормируется, однако для вторичных обмоток трансформатора тока сопротивление, равное 50 — 100 Мом, считается достаточным. Если сопротивление изоляции обмоток менее указанной величины, трансформатор снимают и сушат. При капитальном ремонте трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН) испытывают повышенным напряжением. При замене трансформаторов в ходе ремонта проводят испытания, проверяют целость их обмоток, а также группы соединения трехфазных и полярность однофазных трансформаторов. Как известно, направление тока в обмотке амперметра переменного тока не оказывает влияния на точность его работы (при любом способе подключения амперметра к ТТ он будет давать правильные показания). В таких же приборах, как ваттметры, счетчики электроэнергии, а также многие устройства релейной защиты, направление тока имеет большое значение. Поэтому обмотки ТТ имеют специальную маркировку, позволяющую правильно подключать его в первичную цепь высокого напряжения и во вторичную измерительную цепь. Так, начало и конец первичной обмотки маркируются соответственно Л1 и Л2 (линия), а начало и конец вторичной обмотки — И1 и И2 (измерительная цепь тока). Выводы ТН маркируют следующим образом: начало и конец первичной обмотки обозначают соответственно А и X, а начало и конец вторичной обмотки — а и х.

Рис. 11. Схема проверки полярности измерительного трансформатора: GB — аккумулятор; S — рубильник; Р — гальванометр (поляример); w1, w2 — первичная и вторичная обмотки

Целостность обмоток и правильность их соединения проверяют мегаомметром, а полярность определяют по схеме, показанной на рис. 11. При правильном обозначении выводов стрелка гальванометра (поляриметра) Р в момент замыкания рубильника 5 должна отклоняться вправо. Трансформаторы с неправильно обозначенными выводами отправляют для перемаркировки. При проверке целости вторичной обмотки закорачивают первичную обмотку, так как при разомкнутой первичной обмотке в ней будет наводиться электродвижущая сила большой величины, опасная как для человека, так и для изоляции обмотки.

1.2. Технические характеристики.

Силовые трансформаторы в сетях электроснабжения служат для преобразования напряжения до величины, при которой работают электроприёмники.

На центральных и цеховых ТП широко применяют двухобмоточные трёхфазные трансформаторы с естественным масляным охлаждением (рисунок 4, формата А2).

Трансформатор имеет две основные части:

активную выемную, состоящую из магнитопровода 12 с обмотками 10 и 11;

наружную, включающую в себя бак 1 с крышкой 2, маслорасширитель 8 и вспомогательные устройства.

Магнитопровод (сердечник) имеет два ярма: верхнее и нижнее, соединённые между собой тремя стержнями, на которых размещены обмотки.

Обмотки расположены на стержнях сердечника концентрически: к стержню примыкают обмотки низшего напряжения 11, а на них размещаются обмотки высшего напряжения 10; обмотки отделены одна от другой слоем электротехнического картона. Концы обмоток высшего и низшего напряжения соединены с проходными изоляторами 3 и 4, закрепленными в крышке трансформатора.

От обмоток высшего напряжения кроме основных делаются дополнительные выводы, присоединяемые к переключателю под крышкой трансформатора. Рукоятка переключателя 5 устанавливается на крышке трансформатора.

Переключатель позволяет изменять коэффициент трансформации трансформатора в пределах +/ — 5 % и этим самым регулировать напряжение на вторичной обмотке до номинального.

Бак трансформатора является резервуаром для масла, его поверхность охлаждает масло и защищает активную выемную часть от внешних воздействий. Баки трансформаторов мощностью до 50 ква выполняются гладкими, баки более мощных трансформаторов имеют трубчатые радиаторы, улучшающие условия охлаждения трансформаторов.

Текущий ремонт трансформаторов

Следует отметить, что перечень выполняемых работ определяется заводскими или отраслевыми инструкциями, указаниями, технологическими картами и т.д., но их положения не могут вступать в противоречие с ПТЭЭП.

Тем не менее, общими чертами для текущего ремонта трансформатора являются следующие операции:

  • технический осмотр, во время которого необходимо выявлять внешние дефекты и принимать меры к их устранению;
  • механическая чистка стенок и крышки баков, пазов или трубок радиаторов, изоляторов и т.д.;
  • удаление засорителей из бака, как правило, весь мусор собирается внизу, поэтому откручивая заглушку из расширителя или основного бака трансформатора, они вытекут в первую очередь;
  • определение уровня масла по показаниям стрелки или положению в маслоуказательном стекле, сравнение высоты с окружающей температурой, при необходимости, доливка;
  • проверка хода крановой и запорной арматуры;
  • если масляный бак имеет отдельные радиаторы, их также проверяют на плотность, герметичность, отсутствие потеков;
  • в объеме текущего ремонта для силовых масляных трансформаторов производят проверку газовых защит;

Проверка газового реле

  • при наличии выхлопных труб, осматривают состояние мембраны на наличие срабатывания;
  • проверка и испытание масла – пробой, химический анализ, проверка температуры вспышки;
  • электрические испытания обмоток и других элементов силового трансформатора, проверка качества контактов, подтяжка болтов.

Проверка болтовых соединений

Для тех моделей трансформаторов, которые содержат регулировочные устройства (РПН, ПБВ), необходимо осуществлять и регламентные работы на регуляторах. Сюда входят всевозможные прокрутки, опробования защит и т.д.

У трансформаторов с принудительным обдувом или другими системами принудительного охлаждения, производятся ремонты и испытания соответствующего оборудования. Для электрических двигателей проверяется состояние изоляции, в системах водного охлаждения трансформатора – герметичность.

Для большинства агрегатов, включая измерительные, производится замена или сушка имеющегося в фильтрах селикагеля. Такими же манипуляциями охватываются маслонаполненные ввода. Перед началом каждой смены выполняется осмотр этих фильтров для контроля за состоянием селикагеля в них.

Разновидности

Существует несколько разновидностей ремонта силового оборудования. Если требуется произвести обслуживание габаритного прибора высокой мощности, например, 1600 кВА, 2500 кВА, 6300 кВА и т. д., без особых навыков не обойтись. Специальное оборудование может осмотреть и устранить неисправности только квалифицированный профессионал.

Различают следующие виды ремонта:

  1. Техобслуживание.Производится по установленному нормативами графику. При этом работа аппаратуры не прекращается.
  2. Текущий ремонт силового трансформатора.Требует отключения аппарата от сети. Относится к профилактическим действиям.
  3. Капитальный ремонт трансформаторов.Применяются меры по устранению неисправностей, возникших во время работы агрегата, а также при устаревании, износе системы. После 10–15 лет работы установки её необходимо реконструировать.

Помимо представленных действий производятся межремонтные и «послеремонтные испытания». Для устройств с мощностью более 110 кВ первое капитальное обслуживание требуется спустя 12 лет после начала эксплуатации. Для других разновидностей подобные действия совершаются по результатам испытаний и общему состоянию.

Техосмотр «силовых масляных трансформаторов» и агрегатов с масляной системой охлаждения типа «ТСЗМ», «ТСЗН» и прочих разновидностей, которые имеют в своём составе регулировочные элементы (РПН), необходим раз в год. Для устройств без системы РПН представленный тип обслуживания производится раз в два года.

Для прочих видов техобслуживание требуется не реже, чем раз в четыре года. Существуют и специальные инструкции. Их применяют в местах повышенного загрязнения.

Межремонтные испытания выполняются в соответствии с правилами, установленными ППР(проект производства работ).

Ремонт переключателя

Ремонт переключателя заключается в устранении дефектов контактных соединений, изолирующих трубок цилиндров и уплотняющих устройств. Контакты зачищают, промывают ацетоном и трансформаторным маслом. Обгоревшие и оплавленные контакты опиливают напильником. Разрушенные и выгоревшие контакты заменяют новыми. Небольшие повреждения изоляции трубки или цилиндра восстанавливают двумя слоями бакелитового лака. Ослабленные места присоединения отводов обмоток запаивают припоем ПОС-30.

Отремонтированный переключатель собирают, протирают ветошью место установки, осматривают сальниковое уплотнение, ставят на место рукоятку переключателя и затягивают шпильки. Качество работы переключателя проверяют переключением его положений. Переключения должны быть четкими, а фиксирующие шпильки во всех положениях должны полностью входить в свои гнезда.

Проверка работы переключающего устройства для регулирования напряжения под нагрузкой состоит в определении правильности последовательной работы подвижных контактов а

ибпереключателя и контакторов К1 и К2. Нарушение последовательности работы этих элементов переключающего устройства может привести к серьезным повреждениям трансформатора и аварии в электрической сети.

Ремонт бака трансформатора

Внутреннюю поверхность бака очищают металлическим скребком и промывают отработавшим трансформаторным маслом. Вмятины нагревают пламенем газовой горелки и выправляют ударами молотка. Трещины на ребре и стенке корпуса заваривают газовой сваркой, а в трубе — электросваркой. Для проверки качества сварки наружную сторону шва зачищают и покрывают мелом, а изнутри смачивают керосином (при наличии трещин мел смачивается керосином и темнеет). Герметичность корпуса проверяют заливкой бака отработавшим маслом на 1 ч при температуре не ниже 10°С.

Перед заваркой трещины на ее концах просверливают сквозные отверстия диаметром в несколько миллиметров. Снимают фаски кромок трещины и заваривают ее электросваркой. Плотность шва контролируют с помощью керосина. Неплотные швы вырубают и заваривают вновь.

Профилактический ремонт трансформаторов

Кроме перечисленных вмешательств выделяют еще и так называемый профилактический ремонт, который может выполняться без или с подъемом активной части. Такой ремонт относится к предупредительным мерам и представляет собой периодический осмотр трансформатора с последующим устранением обнаруженных несущественных дефектов.

Восстановительный ремонт трансформаторов в сравнении с реконструкцией и модернизацией считается наиболее простым. При его выполнении основная задача сводится к знанию определенной технологии и умении ее использовать на практике. Необходимо следить за тем, чтобы все выполнялось так, как было сделано ранее заводом-изготовителем. Какие-либо отступления от существующей технологии должны быть тщательно продуманны, не нарушать работоспособности оборудования и не влиять на качественные показатели трансформатора.

Оцените статью:

Добавить комментарий