Техническое обслуживание и ремонт силовых трансформаторов

Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю. Монтаж, эксплуатация и ремонт электрооборудования промышленных предприятий и установок: учебное пособие для проф. учеб. заведений / Ю.Д.Сибикин, Сибикин М.Ю. – М.: Высш.шк., 2003.

2. Н.А. Акимова, Н.Ф. Котеленец, Н.И. Сентюрихин. Монтаж, техническая эксплуатация и ремонт электрического и электромеханического оборудования: учебное пособие для студ. сред. проф. образования / Н.А. Акимова, Н.Ф. Котеленец, Н.И. Сентюрихин – М.: Издательский центр «Академия», 2008.

Организация обслуживания трансформаторов

Техническое обслуживание трансформаторов вклю­чает: профилактический контроль состояния изоляции и контак­тной системы, а также устройств охлаждения, регулирования и пожаротушения, выполняемый вне комплекса планово-предуп­редительного ремонта; работы по поддержанию надлежащего со­стояния изоляционного масла в трансформаторе, в баке устрой­ства переключения под нагрузкой и во вводах, в том числе рабо­ты по восстановлению качества масла (сушка, регенерация) и его доливке; смазка и уход за доступными вращающимися и тру­щимися узлами, подшипниками устройств регулирования напря­жения и охлаждения; периодическое опробование резервного вспо­могательного оборудования, настройка, проверки и ремонты вто­ричных цепей и устройств защиты, автоматики, сигнализации и управления.

Оперативный персонал участвует в оперативном обслуживании трансформаторов, а выявленные им дефекты запи­сываются в специальный журнал и учитываются при планировании эксплуатационных и ремонтных работ. Кроме того, оперативный персонал участвует в приемке оборудования из ремонта.

Устройства релейной зашиты и автоматики обслуживаются специальным персоналом.

Режимы работы трансформаторов.

Номинальнымназывается ре­жим работы трансформатора при номинальных значениях напря­жения, частоты и нагрузки, а также при оговоренных соответству­ющими стандартами или техническими условиями параметрах ох­лаждающей среды и условиях места установки. Трансформатор может длительно работать в этом режиме. Номинальные данные указыва­ются предприятием-изготовителем на щитке, установленном на корпусе трансформатора.

Нормальным называется режим работы трансформатора, при котором его параметры отклоняются от номинальных в пределах, допустимых стандартами, техническими условиями или инструк­циями.

Для масляных трансформаторов классов напряжения 110 кВ и выше при работе на любом ответвлении обмотки допускаются превышения напряжений в 1,3 раза по отношению к номиналь­ному значению в течение 20 с (предшествующая нагрузка номи­нальная) и в 1,15 раза в течение 20 мин (предшествующая на­грузка не более 0,5 номинальной).

Трансформаторы классов напряжения до 35 кВ включительно мощностью свыше 630 кВА и все трансформаторы классов напря­жения от 110 до 1150 кВ включительно допускают продолжитель­ную работу (при нагрузке не более номинальной), если превышение напряжения на любом из ответвлений любой обмотки на 10 % более номинального напряжения данного ответвления. При этом на­пряжение на любой обмотке не должно превышать наибольшее рабо­чее напряжение Umах, которое зависит от класса напряженияUкл

Uкл, кВ 3 6 10 15 20 35 110 150 220 330 500 750

Umах, кВ 3,5 6,9 11,5 17,5 23 40,5 125 172 252 363 525 787

Допустимые продолжительные повышения напряжения для транс­форматоров классов напряжения до 35 кВ включительно указаны в стандартах или технических условиях на эти трансформаторы.

Аварийнымназывается режим работы трансформатора, при ко­тором параметры выходят за рамки нормального режима.

Оперативное обслуживание трансформаторов

Контроль режима работы.Периодический контроль режима ра­боты трансформатора осуществляется путем проверки нагрузки, уровня напряжения и температуры масла с помощью измеритель­ных приборов. Результаты измерений параметров фиксируются в суточной ведомости: на электростанциях и подстанциях с посто­янным дежурным персоналом измерения производятся с перио­дичностью в один-два часа; на подстанциях без постоянного де­журного персонала — при каждом посещении объекта разъезд­ным оперативным персоналом или методом телеизмерений. При возникновении перегрузки контроль ведется чаще.

Дополнительно на гидроэлектростанциях и подстанциях без по­стоянного дежурного персонала, не оснащенных устройствами те­леизмерения, не менее двух раз в год (обычно летом и зимой» должны производиться почасовые записи нагрузки для уточне­ний сезонных изменений режима работы трансформатора. Кроме того, осуществляется непрерывный автоматический контроль за перегрузкой.

Визуальный контроль состояния трансформатора.Для своевре­менного обнаружения неисправностей трансформаторов, кото­рые при дальнейшем их развитии могут привести к авариям, все трансформаторы подвергаются периодическому внешнему осмотру (без отключения).

Плановые осмотры главных трансформаторов электростанций и подстанций, трансформаторов собственных нужд подстанций, трансформаторов в зоне загрязнения производятся не реже одно­го раза в сутки на установках с постоянным дежурством опера­тивного персонала и не реже одного раза в месяц на установках без постоянного дежурства; остальные трансформаторы должны осматриваться не реже одного раза в неделю на установках с по­стоянным дежурным персоналом, одного раза в месяц на установках без постоянного дежурства и одного раза в шесть месяцев на трансформаторных пунктах.

При плановом периодическом осмотре проверяются:

состояние внешней изоляции — вводов трансформатора, а также установленных на нем разрядников и опорных изоляторов (цело­стность фарфора, наличие трещин, степень загрязнения поверх­ности);

целостность мембраны выхлопной трубы; состояние доступных уплотнений фланцевых соединений;

отсутствие течи масла;

состояние доступных для наблюдения контактных соединений.

По маслоуказателям и масломерным стеклам определяют уро­вень масла в баке трансформатора и расширителе, а также обра­щают внимание на цвет масла. Потемнение масла может свиде­тельствовать, например, о термическом разложении вследствие повышенного нагрева. Через смотровое стекло осматривается ин­дикаторный силикагель в воздухоосушителях бака трансформато­ра и вводов. Изменение цвета от голубого до розового свидетель­ствует об увлажнении сорбента и необходимости перезарядки воздухоосушителя.

Показателем состояния трансформатора может служить характер издаваемого им шума (прослушивание следует вести при останов­ленных вентиляторах). Свидетельством возможной неисправности служат потрескивание или шелчки, которые могут быть связаны с разрядами в баке (например, из-за обрыва заземления активной ча­сти), а также периодическое изменение уровня или тона шума. Осмотры трансформатора следует проводить в светлое время суток или при включенном освещении. В темноте выявляются де­фекты, сами являющиеся источниками свечения: нагрев контак­тных соединений, коронные и другие виды частичных разрядов по поверхности внешней изоляции и др.

Техническое обслуживание ТП

Периодичность осмотров КТП устанавливается службой отдела Главного энергетика в зависимости от условий работы подстанции, интенсивности работы коммутационной аппаратуры распределительного щита, температуры окружающей среды, запыленности и т. п. Для механических цехов длительность промежутков между осмотрами 6 мес. Осмотр КТП производится при полностью снятом напряжении на вводе и отходящих линиях. При осмотрах проводят чистку от пыли и грязи всех устройств подстанции, проверяют болтовые соединения. При обнаружении обгораний контактные поверхности зачищают и восстанавливают антикоррозийное металлопокрытие.

Осмотры без отключения трансформаторов производят:

1 раз в сутки — в установках с постоянным дежурным персоналом.

Не реже 1 раза в месяц — в установках без постоянного дежурного персонала.

Не реже 1 раза в 6 мес.— на трансформаторных пунктах.

К техническому обслуживанию ТП относятся работы, перечисленные в табл. 1.

Таблица 1. Перечень работ по техническому обслуживанию ТП

На шинах 0,4 кВ ТП следует измерять фазные и линейные напряжения. При необходимости измеряются фазные напряжения у наиболее удаленного от ТП потребителя.

Измерения уровня тока короткого замыкания или сопротивления цепи "фаза-нуль", отходящих от ТП линий 0,38 кВ, должны выполняться для выбора или уточнения уставок автоматических выключателей или плавких вставок

предохранителей 0,4 кВ.

При проведении технического обслуживания ТП для выявления дефектов их элементов и оборудования следует

использовать методы на основе применения тепловизионной аппаратуры.

Профилактические испытания трансформатора

Профилактические испытания трансформатора необходимо проводить во время текущих и капитальных ремонтов для проверки состояния трансформатора, находящегося в эксплуатации, и одновременно качества ремонта.

При необходимости профилактические испытания допускается проводить в межремонтный период во время планового технического обслуживания с целью контроля состояния изоляции трансформатора, если есть признаки ее ухудшения, например, в результате снижения качества масла.

Испытания трансформатора также необходимо проводить после аварии, если она не сопровождалась пожаром.

Диагностика силовых трансформаторов.

Надёжность работы силовых электротехнических комплексов во многом определяется работой элементов, составляющих их, и в первую очередь, силовых трансформаторов, обеспечивающих согласование комплекса с системой и преобразование ряда параметров электроэнергии в требуемые величины для дальнейшего ее использования, причем до 70% парка высоковольтных трансформаторов являются маслонаполненными. Высокая степень износа трансформаторов имеет потенциальную опасность как для обслуживающего персонала, так и для потребителей.

Читайте также:  Светлая кухня с бирюзовыми акцентами

Один из способов продления эксплуатации силовых трансформаторов – техническая диагностика электрооборудования, в том

числе и силовых трансформаторов, которая позволяет: своевременно предупредить возникновение аварийных ситуаций; значительно снизить затраты на ремонты; оценить действительное состояние электрооборудования; подготовить к вводу в работу систем непрерывной диагностики. Как показали исследования, основными причинами отказов в работе трансформаторов являются: износ силовых обмоток, низкое качество технического обслуживания и ремонта, несоблюдения периодичности и объема выполнения профилактических мероприятий, недостаточный уровень исполнения средств оценки технического состояния и диагностики.

В настоящее время существует множество методов оценки технического состояния трансформаторов. Предпочтительными являются те методы диагностики, для осуществления которых не требуется снятие рабочего напряжения.

Наибольшее распространение получили следующие методы:

— анализ масла из бака трансформатора.

Тепловизионное диагностирование силовых трансформаторов и автотрансформаторов является довольно сложной процедурой, так как при образовании локальных дефектов в трансформаторах они «заглушаются» естественными тепловыми потоками от магнитопровода и обмоток. К тому же функционирование охлаждающих устройств, которое способствует ускоренной циркуляции масла, сглаживает распределение температур в месте дефекта. При анализе результатов компьютерной диагностики необходимо учитывать конструктивные особенности трансформаторов, тип используемой системы охлаждения обмоток и магнитопровода, условия и продолжительность эксплуатации, технологию изготовления и множество других факторов. Кроме того, на погрешность измерения влияют массивные металлические части трансформаторов, в том числе бак, прессующие кольца, экраны, шпильки и т.п., в которых тепло выделяется за счёт добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеяния.

С помощью тепловизионной техники в силовых трансформаторах можно выявить следующие дефекты:

витковое замыкание в обмотках интегрированных трансформаторов тока;

неисправности контактной системы регулирования под напряжением (РПН);

возникновение магнитных полей рассеяния в трансформаторе за счёт нарушения изоляции отдельных компонентов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.);

дефекты в системе охлаждения трансформатора (маслонасосы, фильтры, вентиляторы и т.п.) и оценка её эффективности;

изменение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, конструктивных просчётов, разбухания или смещения изоляции обмоток (характерно для трансформаторов с большим сроком эксплуатации);

нагревы внутренних контактных соединений обмоток низкого напряжения (НИ) с выводами трансформатора;

обрывы шинок заземления;

нагревы на аппаратных зажимах высоковольтных вводов;

неисправность обогрева приводов РПН и т.п.

Тепловизор или его сканер должны устанавливаться на штативе, по возможности как можно ближе к трансформатору, на оси средней фазы, при использовании объектива 7-12°. К тому же тепловизор должен обеспечивать как аудио-, так и видеозапись.

После настройки постоянного температурного режима записи тепловизора ведётся покадровая регистрация термоизображений, начиная с верхней част крайней фазы (например, «А») по направлению к фазе «С», с наложением кадров друг на друга около 10 % размера.

Достигнув поверхности бака фазы «С», объектив сканера опускается ниже, и далее покадровая съёмка продолжается в противоположном направлении, и гаким образом процесс съёмки ведётся, пока не будет записана вся поверхность, включая расположенные под его днищем маслонасосы, маслопроводы и другие узлы. Термографической сьёмке подвергается вся доступная для этого поверхность бака по периметру (Рисунок 1)

Рисунок 1 – Методика термографической съемки.

Тепловизор (2) во всех точках съёмки должен находится на одинаковом расстоянии от трансформатора (I). Необходимо обеспечить как минимум 4 точки съемки, максимальное же значение количества точек съемки зависит от типа системы охлаждения и его расположения. Например, при использовании выносной системы охлаждения (3), количество точек съёмки увеличивается до 6.

Далее осуществляется склеивание результатов съёмки в единый развернутый «тепловой» план. Участки плана с повышенными температурами нагрева сопоставляются с технической документацией на трансформатор, которая характеризует конструктивное расположение отводов обмоток, катушек, зон циркуляции масла, магнитопровода и его элементов и т.п. При этом фиксируется работа систем охлаждения, оценивается зона циркуляции масла, создаваемая каждой из них. Следует обращать внимание на образование аномальных тепловых зон на поверхности бака трансформатора из-за смещения потоков масла.

Вибрация – механические колебания контролируемой точки агрегата относительно среднего, нейтрального положения. Вибрация свойственна всем работающим механизмам. Вибрация – один из наиболее информативных и обобщенных параметров, который может быть применен для "безразборной" оценки текущего технического состояния оборудования, для диагностики причин повышенной вибрации.

По мере развития неисправностей в машине происходит изменение динамических процессов, происходят качественные и количественные изменения сил, воздействующих на детали машин. В результате изменяется как сам уровень механических колебаний, так и их форма. С физической точки зрения вибрация на поверхности бака мощного трансформатора качественно и количественно хорошо коррелируется с состоянием прессовки обмотки и магнитопровода. Изменение степени прессовки в процессе эксплуатации приводит к изменению общей вибрационной картины, усилению вибрации, изменению ее частоты, появлению модулированных колебаний. С данными изменениями довольно часто сталкиваются работники эксплуатационных служб, которые выполняют осмотры работающих трансформаторов.

На практике достаточно часто техническое состояние активной части трансформатора контролируется следующими вибрационными характеристиками: виброускорение, виброскорость и виброперемещение. Для количественного описания вибросигналов наиболее широко используются виброперемещение и виброскорость.

Для измерения вибрации используется переносной виброанализатор в режиме измерения виброускорений, виброскоростей или среднеквадратичных значений виброперемещений.

Результаты, полученные при вибрационном обследовании трансформатора, сравниваются между собой, а также с результатами предыдущих измерений.

Для трансформаторов не существует нормируемых значений по вибрации. Однако существует опыт накопленный некоторыми организациями который можно использовать при выдаче результатов вибрационного обследования. Так по опыту НИЦ "ЗТЗ-Сервис" нормально работающий трансформатор характеризуется следующими значениями вибрационных параметров:

ускорение – ниже 10 м/с2;

виброскорость – ниже 10 мм/с;

виброперемещение – 100 мкм.

Данные ряда организаций показывают, что уровень виброскорости ниже 6…10 мм/с может быть использован как некий барометр отсутствия ослабления прессовки обмоток и магнитопровода

Тангенс угла диэлектрических потерь трансформаторного масла.

Диэлектрическими потерями называют энергию, рассеиваемую в электроизоляционном материале под воздействием на него электрического поля.

Старение и разрушение изоляции или воздействие влаги увеличивает потери энергии, которая рассеивается в изоляционном материале в виде теплоты. Величину этого рассеивания обычно выражают в виде тангенса угла диэлектрических потерь. При испытании диэлектрик рассматривается как диэлектрик конденсатора, у которого измеряется емкость и угол δ, дополняющий до 90° угол сдвига фаз между током и напряжением в емкостной цепи. Этот угол называется углом диэлектрических потерь.

Тангенс угла потерь δ характеризует потери энергии в конденсаторе и определяется отношением активной мощности к реактивной при синусоидальном напряжении определенной частоты:

где ψ — угол сдвига фаз между током и напряжением в цепи конденсатор—источник тока; δ—угол потерь, дополняющий до-90° угол сдвига фаз ψ. Конкретное значение тангенса угла потерь зависит от типа диэлектрика и. его качества, а также от температуры окружающей среды и от частоты переменного тока, на которой он определяется (измеряется). Как правило, tgδ имеет минимум в области комнатных температур. С ростом частоты значение tg δ увеличивается. С течением времени (длительное хранение и наработка), а также эксплуатации во влажной среде значение tg6 растет и может увеличиться в несколько раз.

Тангенс угла диэлектрических потерь масла (tg d масла) характеризует свойства трансформаторного масла как диэлектрика. Диэлектрические потери для свежего масла характеризуют его качество и степень очистки, а в эксплуатации — степень загрязнения и старения масла. Ухудшение диэлектрических свойств (увеличение tg d) приводит к снижению изоляционных характеристик трансформатора в целом.

Для определения tg d масло заливают в специальный сосуд с цилиндрическими или плоскими электродами. Измерение производят с применением моста переменного тока Р525 или Р5026, а также другого типа.

Изготовитель трансформаторного масла нормирует tg dпри температуре 90 °С.Для комплексной оценки состояния трансформатора и его узлов в эксплуатации tgd целесообразно измерять при всех трех температурах, т.е. при 20, 70 и 90 °С.

Пробивное напряжение и тангенс угла диэлектрических потерь определяют в электротехнической лаборатории. Они не всесторонне характеризуют степень годности и степень старения масла. Поэтому в химической лаборатории проверяют дополнительно ряд физико-химических показателей трансформаторного масла. В их числе следующие.

Читайте также:  Сибирия газовые котлы отопления отзывы

Цвет масла у большинства масел светло-желтый. У высококачественных масел, изготовляемых в настоящее время (марки ГК или Т-1500), цвет светлый.

Для поддержания силовых трансформаторов в работоспособном состоянии на протяжении всего периода эксплуатации необходимо регулярно выполнять их техническое обслуживание. Установлены следующие виды планового технического обслуживания силовых трансформаторов: технический осмотр, профилактический контроль и ремонт.

Кроме того, в процессе эксплуатации силовых трансформаторов необходимо осуществлять внеплановое техническое обслуживание при появлении в межремонтный период неисправностей или аварий трансформаторов.

Техническое обслуживание силовых трансформаторов, как и любого другого электрооборудования, проводится в соответствии с правилами технической эксплуатации, технической безопасности и заводских инструкций.

Технический осмотр трансформаторов проводится без их отключения вместе с осмотром остального электрооборудования трансформаторных подстанций (ТП), в которых они установлены. Если трансформаторы работают в напряженном режиме, то их осмотры проводят чаще. Надобность в частых осмотрах трансформаторов возникает также при большой степени их износа.

При осмотрах силовых трансформаторов, находящихся в работе, обращают внимание на следующее:

  • 1) характер гула трансформаторов и наличие потрескивания, щелчков и повышенных вибраций, которые могут привести к повреждению или неправильной работе приборов и аппаратуры, установленных на трансформаторе;
  • 2) целостность масломерного стекла;
  • 3) уровень трансформаторного масла в маслоуказательном стекле расширителя, который находится против отметки, соответствующей его температуре и нанесенной на маслоуказательном стекле, а также на его цвет (масло темнеет при длительной высокой температуре) и температуру;
  • 4) отсутствие течи масла в местах уплотнений (между крышкой и баком, под фланцами изоляторов, в кранах и т.п.);
  • 5) состояние селикагеля (применяется для контроля относительной влажности; изменяет цвет в зависимости от степени увлажнения; при розовом цвете селикагеля его следует заменить);
  • 6) состояние проходных изоляторов (наличие сколов, трещин фарфора, степень загрязнения);
  • 7) отсутствие пыли и грязи на трансформаторе;
  • 8) наличие масла в расширителе;
  • 9) наличие выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной трубы;
  • 10) состояние заземления и нагрев контактных соединений.

Периодичность технических осмотров силовых трансформаторов без их отключения устанавливается в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей и графиком работы оперативного персонала.

Внеочередные осмотры проводятся при появлении сигналов о неисправности трансформаторов, при резких изменениях погодных условий, при резком снижении температуры окружающего воздуха, а также после их отключений в результате срабатывания защиты.

Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов зависит не только от их технического состояния, но и от условий эксплуатации. При хорошо выполненном текущем ремонте не должно быть аварийных выходов трансформаторов из строя, а продолжительность их эксплуатации должна возрасти.

Во время профилактического контроля выполняются работы по проверке трансформаторного масла, по профилактическим испытаниям трансформатора, а также по замене изношенных частей и материалов (уплотнениям, фильтрам и др.). В объем профилактического контроля силовых трансформаторов входит также измерение нагрузок и напряжений трансформаторов с последующим анализом нагрузок и разработкой мероприятий по замене недогруженных и перегруженных трансформаторов, выравниванию нагрузок фаз в электрических сетях.

Необходимость измерения нагрузок и напряжений может быть вызвана увеличением нагрузок и изменением схемы. При измерении нагрузок силовых трансформаторов определяются перекосы нагрузок по фазам и перегрузка трансформатора выше номинальной. Нагрузку трансформаторов измеряют два раза в год: в период минимальных нагрузок (июнь) и максимальных нагрузок (декабрь).

Во время эксплуатации контролируют значения параметров, которые ограничивают допустимые и аварийные перегрузки трансформаторов (табл. 3.1).

Граничные значения температуры и тока для режимов нагрузки силовых трансформаторов, не превышающей номинальную

Трансформаторы мощностью до 2,5 MBA

Трансформаторы средней мощностью до 100 MBA

Номинальный режим систематических нагрузок:

температура наиболее нагретой точки и металлических частей, которые прилегают к изоляционным материалам, °С

температура масла в верхних слоях, °С

Режим систематических длительных аварийных перегрузок:

температура наиболее нагретой точки и металлических частей, которые прилегают к изоляционным материалам, °С

температура масла в верхних слоях, °С

Режим систематических длительных аварийных перегрузок:

температура наиболее нагретой точки и металлических частей, которые прилегают к изоляционным материалам, °С

температура масла в верхних слоях, °С

Необходимость проведения ремонтов силовых трансформаторов связана с их неисправностями, вызванными различными причинами (перегрузкой, снижением уровня масла, нарушением прессовки листов магнитопровода, междуфазным коротким замыканием и др.), в результате которых может иметь место перегрев трансформатора, ненормальное гудение, потрескивание внутри трансформатора, пробой обмоток, утечка масла и т.д.

Место проведения ремонта трансформаторов зависит от характера повреждения и объема работ. При отсутствии соответствующей ремонтной базы на объекте, где установлены трансформаторы, их отправляют на ремонт в специализированные ремонтные предприятия.

Большое значение для надежной работы масляных силовых трансформаторов имеет качество масла, которое с течением времени по различным причинам теряет свои первоначальные свойства и ухудшается. Поэтому в процессе эксплуатации трансформаторного масла необходимо периодически контролировать его состояние в баке трансформатора и в баке контактора устройства РПН, в негерметичных маслонаполненных вводах.

Такой контроль производится на основе хроматографического анализа газов, растворенных в масле. Отбор проб масла производится на работающем трансформаторе или сразу после его отключения. Оценку результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов выполняют согласно РД 34.46.303—89.

Рис. 3.2. Внешний вид трансформатора серии ТМГ

Не у всех типов трансформаторов (в течение срока службы) надо контролировать качество трансформаторного масла. Например, у трансформаторов типа ТМГ масло подвергается специальной обработке перед заливкой его в бак трансформатора и в процессе эксплуатации не требуется проведения испытаний масла ввиду его предварительной дегазации. На рисунке 3.2 показан внешний вид трансформатора ТМГ.

Для трансформаторов типа ТМ проведение испытаний масла в процессе эксплуатации является обязательным.

В общий перечень измерений, испытаний и проверок, которым подвергается силовой трансформатор, входят следующие:

  • • измерение сопротивления изоляции обмоток;
  • • измерение тангенса угла диэлектрических потерь, который характеризует состояние изоляции (чем он больше, тем хуже изоляция);
  • • измерение сопротивления обмоток постоянному току;
  • • испытание вводов и проходных изоляторов;
  • • проверка действия переключателя ответвлений обмоток;
  • • испытание трансформаторного масла;
  • • измерение коэффициента абсорбции (является показателем увлажненности изоляции; если этот коэффициент близок к единице, то изоляцию следует сушить).

Масло в трансформаторах является охлаждающей средой и изоляцией. Во время работы трансформатора масло изменяет свой объем из-за нагрева. При номинальной нагрузке температура верхних слоев масла должна быть (если заводами-производителями не указаны другие температуры) не выше 95 °С. При этом объем масла в баке не должен увеличиваться больше чем на 10% (на такой объем рассчитывается расширитель).

С целью уменьшения увлажнения масла и изоляции трансформатора масло в расширителе защищают от соприкосновения с окружающим воздухом при помощи адсорбента. Если масло не удовлетворяет нормам на номинальное пробивное напряжение из-за наличия в нем влаги и механических примесей при сохранении своих химических свойств, производят его отстой, центрифугирование, фильтрацию и сушку.

Капитальный ремонт необходим электрооборудованию, в том числе силовым трансформаторам, в следующих случаях при:

  • 1) резком снижении значения сопротивления изоляции обмоток;
  • 2) ненормальном нагреве трансформатора в обычных условиях эксплуатации;
  • 3) появлении трещин и сколов на изоляторах;
  • 4) сильной течи масла;
  • 5) сильном и ненормальном шуме внутри трансформатора.

Силовые трансформаторы относятся к электрооборудованию, которое отличается прочностью и долговечностью, при условии соблюдения всех требований, установленных производителем этих трансформаторов. При этом срок службы силовых трансформаторов исчисляется десятками лет.

Регулярную проверку на нормальное функционирование проходят также стационарные противопожарные системы, которые в обязательном порядке имеются на всех трансформаторных подстанциях как средство, предназначенное для использования в аварийных ситуациях. Осмотр этих систем осуществляется по заранее утвержденному графику.

К техническому обслуживанию трансформаторных подстанций (ТП) с масляными трансформаторами относятся следующие работы:

  • • плановый осмотр ТП, в том числе после стихийных явлений;
  • • осмотр ТП после каждого случая отключения выключателей ТП при коротком замыкании и перегорания плавких вставок предохранителей;
  • • проверка целостности заземления ТП;
  • • измерения токовой нагрузки на вводах 0,4 кВ силового трансформатора и отходящих линий;
  • • измерение напряжения на шинах 0,4 кВ;
  • • измерение уровня тока КЗ или сопротивления цепи фаза — нуль отходящих линий 0,4 кВ;
  • • измерение сопротивления изоляции распределительных устройств 6 (10) кВ и 0,4 кВ;
  • • измерение сопротивления заземления или напряжения прикосновения к оболочкам и заземленным элементам;
  • • измерение сопротивления изоляции обмоток силовых трансформаторов;
  • • испытание оборудования и изоляции 6 (10) кВ повышенным напряжением промышленной частоты 50 Гц;
  • • испытание трансформаторного масла силовых трансформаторов мощностью более 630 кВА;
  • • проверка релейной зашиты и автоматики.
Читайте также:  Схема установки водяного счетчика в квартире

Кроме того, при осмотрах и проверках ТП определяют:

  • 1) уровень масла в маслонаполненном электрооборудовании, появление течи масла из них, температуру масла и корпусов силовых трансформаторов, необычный гул, потрескивания в трансформаторах;
  • 2) состояние контактных соединений (наличие трещин, сколов, следов перекрытия изоляции и перегрева контактов);
  • 3) наличие и исправность приборов учета электроэнергии, устройств внешнего обогрева электрооборудования;
  • 4) выравнивание нагрузки при разнице величины тока по фазам более 20%.

Обслуживается любое электрооборудование, используемое в ТП: высоковольтные ячейки, установки компенсации реактивной мощности, источники бесперебойного питания и т.д.

Известно, что сухие трансформаторы отличаются достаточно высокой надежностью в эксплуатации, пожаро- и взрывобезопасностью, но, как и другое электрооборудование, на срок их службы оказывают влияние внешние факторы. Сухие трансформаторы подвержены влиянию различных химических и физических факторов, зависящих от качества окружающей среды.

Потенциальными опасностями для сухих трансформаторов являются влажность, пыль, химические загрязнения, ветер и др. При хранении сухих трансформаторов, когда их температура равна температуре окружающей среды, изоляция трансформаторов подвержена воздействию влаги, что может стать причиной перекрытий при подаче напряжения. Поэтому хранить сухие трансформаторы рекомендуется при относительной влажности воздуха не выше 90%, а перед включением в работу необходимо убедиться в отсутствии конденсата.

При эксплуатации сухие трансформаторы могут подвергаться различным воздействиям. Так, высокая влажность может вызвать проникновение влаги в материал обмоток и тем самым ухудшить изоляционные свойства. Электростатические поля, притягивая частицы пыли, оседающие на поверхности обмоток высокого напряжения, снижают сопротивление поверхностным токам утечки и повышают вероятность перекрытий изоляции трансформатора. Кроме того, электростатические поля притягивают пары углеводородов, которые могут осаждаться на поверхности обмоток. Под действием температуры углеводороды, трансформируясь химически, образуют проводящие отложения, что может привести к перекрытию изоляции.

На надежность работы сухих трансформаторов большое влияние оказывает коррозия изоляционных материалов, скорость которой зависит от влажности и температуры. Степень влияния пыли, песка и соли зависит от скорости ветра.

Поэтому для сухих трансформаторов, эксплуатирующихся в черте города с интенсивным движением транспорта, в незащищенных от пыли зонах, следует учитывать ограничения, связанные с концентрацией некоторых веществ и относительной влажностью воздуха. Учет этих ограничений сохранит срок службы сухих трансформаторов в течение многих лет.

Тепловой режим также влияет на старение изоляции и, следовательно, на срок службы сухих трансформаторов. Поэтому сухие трансформаторы снабжаются приточной и вытяжной вентиляцией, которая для улучшения их работы должна устанавливаться в помещении, где находятся сухие трансформаторы.

Если сухой трансформатор используется с нарушением допустимых условий хранения, введения в эксплуатацию и самой эксплуатации, то срок службы его сокращается.

Таким образом, сухие трансформаторы следует использовать в условиях умеренно-холодного климата, а также в помещениях, где климатические условия регулируются искусственно. Для нормального функционирования сухих силовых трансформаторов необходимо поддерживать температуру от +1 до +35 °С. Кроме того, они требуют невзрывоопасной окружающей среды, которая может содержать пыль и другие примеси более допустимой нормы. Сухие трансформаторы не рассчитаны на работу в условиях тряски, вибрации, ударов и в химически активной среде. Применять сухие трансформаторы можно только на высоте до 1000 м над уровнем моря (в России принят уровень Балтийского моря).

Сухие трансформаторы, рассчитанные на работу при температуре окружающей среды, равной 40 °С, можно использовать при более высокой температуре с уменьшением мощности Р(табл. 3.2).

Уменьшение допустимой нагрузки сухих трансформаторов при изменении максимальной температуры окружающей среды

Максимальная температу ра окружающей среды, °С

Техническое обслуживание трансформаторов выполняется в течение всего периода их эксплуатации для поддержания работоспособного состояния электрооборудования, надзора за ним и выявления видимых неисправностей. Плановое техобслуживание трансформаторов включает в себя технический осмотр и профилактический контроль. При аварии или возникновении неисправностей в межремонтный период выполняется внеплановое техобслуживание.

Проверка работы всех составляющих трансформаторных подстанций помогает предотвратить поломки оборудования и не допустить возникновения ситуаций, опасных для жизни. Поэтому силовые трансформаторы должны проходить техническое обслуживание не реже, чем раз в полгода. График проведения техобслуживания составляется в зависимости от конструкционных особенностей электроустановок, их состояния, длительности эксплуатации и уровня значимости. Плановый осмотр главных трансформаторов производится ежедневно, максимум – еженедельно.

Инженерный центр "ПрофЭнергия" имеет все необходимые лицензии для технического обслуживания трансформаторов, слаженный коллектив профессионалов и сертификаты, которые дают право осуществлять все необходимые испытания и замеры. Оставив выбор на электролаборатории "ПрофЭнергия" вы выбираете надежную и качествунную работу своего оборудования!

Если хотите заказать техобслуживание трансформаторов, а также по другим вопросам, звоните по телефону: +7 (495) 181-50-34 .

Состав техобслуживания трансформаторов

Техническое обслуживание силовых трансформаторов включает в себя:

  • визуальный осмотр;
  • проверку всех важных характеристик;
  • дистанционный контроль температурных режимов;
  • осуществление замеров электротехнических параметров;
  • анализ материалов, включая трансформаторное масло;
  • проверку состояния сварных и болтовых соединений, керамических изоляторов, контура заземления ТП и заземлителей;
  • замеры сопротивления изоляции;
  • контроль автоматических выключателей;
  • измерения петли «фаза-ноль» и тока КЗ;
  • проведение испытаний;
  • контроль срабатывания устройств автоматического ввода резервного питания;
  • проверку средств индивидуальной защиты, устройств релейной защиты и автоматики, строительной части ТП.

Работы по обслуживанию масляных и сухих трансформаторов

Техническое обслуживание и ремонт трансформаторов проводятся в соответствии с нормами действующих документов – ГОСТ, ПТЭ, ТУ, технологических указаний, руководящих технических пособий, инструкций по эксплуатации и ремонту. Ориентировочные работы по обслуживанию трансформаторов в зависимости от их типа приведены в таблице.

Тип обслуживаемых трансформаторов

Работы по их обслуживанию

Масляные

Анализ трансформаторного масла, его долив или замена;

протяжка болтовых соединений;

высоковольтные испытания обмоток;

измерение сопротивления обмоток и коэффициента трансформации;

подготовка отчета по итогам измерений.

Сухие

Визуальные осмотр концевых адаптеров, изоляции обмотки, выводов;

проверка болтов, высоковольтных ячеек, уровня шума;

проверка напряжения и токов на входе и выходе обмоток;

контроль соответствия рабочих токов и напряжения нормативным показателям;

определение коэффициента трансформации и сопротивления изоляции обмоток.

Особенности техобслуживания трансформаторов

Перед началом мониторинга электроустановки внимательно осматриваются все инструменты, и проверяется их исправность. Затем на распределительном силовом щитке отключается блок камеры, проходящей проверку. Для недопущения несчастных случаев на рукоять рубильника обязательно вешается предупреждение «Не включать! Работают люди!».

После этого выполняется разряд конденсаторов выпрямителей, открывается дверь камеры, и с использованием индикаторов низкого напряжения проверяется отсутствие напряжения в блок-контактах выхода. После выполнения всех подготовительных мероприятий осуществляется осмотр электрооборудования.

Если при работе установки наблюдает гул, дребезжание, щелчки, потрескивание или другие посторонние звуки, агрегат отключается, и проверяется закрепление наружных элементов. Также осматривается на целостность масломерное стекло. Проверяется уровень и цвет масла, контролируется отсутствие течи и состояние силикагеля. Проходные изоляторы проверяются на целостность, степень загрязненности и наличие чужеродных предметов. По завершении осмотра полученные данные вносятся в паспорт трансформатора и дежурный журнал.

Профессиональная помощь по техобслуживанию трансформаторов

Проводить ТО трансформаторов вправе только специально обученные электротехники высокого профиля, имеющие разрешение на выполнение таких работ и нормальное состояние здоровья на момент осуществления техобслуживания. При реализации таких работ используется защитная спецодежда и набор специальных инструментов.

Инженерный центр «ПрофЭнергия» имеет лицензию на проведение техобслуживания трансформаторов, проведение проверочных и ремонтных работ. У нас есть штат высококлассных специалистов и все необходимые инструменты для выявления и оперативного устранения неполадок. Будем рады вам помочь!

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
ТурбоЗайм
Добавить комментарий

;-) :| :x :twisted: :smile: :shock: :sad: :roll: :razz: :oops: :o :mrgreen: :lol: :idea: :grin: :evil: :cry: :cool: :arrow: :???: :?: :!:

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте, как обрабатываются ваши данные комментариев.

Adblock detector