Техническое обслуживание трансформаторов и трансформаторных подстанций

Техническое обслуживание трансформаторных подстанций – это комплекс взаимосвязанных мер, принимаемых для поддержания стабильного функционирования и безопасной эксплуатации трансформатора и распределительных устройств. Чтобы не допустить быстрого износа и поломки электрооборудования, нужно обеспечить ему полноценный надзор и уход.

В частности, для поддержания подстанций в работоспособном состоянии осуществляются:

• плановые осмотры – каждое полугодие;
• замер токовой нагрузки на вводах, совместно с замером напряжения на шинах – каждое полугодие;
• внеплановые осмотры – после сгорания предохранителей, срабатывания выключателей, стихийных явлений;
• устранение загрязнений и пыли на изоляции составляющих подстанции – при наличии загрязнений;
• чистка, смазывание и затяг контактных соединений – при необходимости;
• нанесение смазки на шарниры и элементы, подверженные трению – по мере потребности;
• замена предупреждающих плакатов, знаков, схем и пр. – при их износе;
• замер значения тока КЗ либо сопротивления цепи «фаза-нуль» отходящих линий 0,4 кВ – минимум раз в 6 лет;
• ликвидация неполадок в контактной зоне выключателей и компонентах приводов – при наличии таких неисправностей;
• замер сопротивления изоляции – при реализации ремонтных мероприятий на ТП, минимум раз в 6 лет;
• определение сопротивления заземления – аналогично;
• обрезка сучьев, устранение кустов в охранной области подстанции – по мере потребности.

Инженерный центр "ПрофЭнергия" имеет все необходимые лицензии для обслуживания трансформаторных подстанций, 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 Вы хотите заказать обслуживание ТП, а также по другим вопросам, звоните по телефону: +7 (495) 181-50-34 .

Техническое обслуживание оборудования подстанций — осмотр и техника безопасности

Осмотр — это первый этап техобслуживания подстанций. Техника безопасности требует, чтобы техническое обслуживание и ремонт трансформаторной подстанции проводились с учетом требований, предъявляемых к этому виду электротехнических работ. Прежде чем мастер сможет войти внутрь трансформаторной камеры, где будет проводиться осмотр и устранение поломок, следует разблокировать ее на внешней щитовой.

Затем на рубильники вешают предупреждающую табличку: «Работают люди! Не включать!». После того, как конденсаторы выпрямителей будут полностью разряжены, дверь в камеру распределительного трансформатора открывается. Чтобы войти внутрь ничем не рискуя, специалист проверяет наличие напряжения на блок-контактах выхода — эту процедуру выполняют с применением индикаторов низкого напряжения. Соблюдение правил техники безопасности позволяет избежать травматизма, а также выполнять ремонтные работы ТП качественно и оперативно.

Во время проведения осмотра специалисты инженерного центра «ПрофЭнергия» обращают внимание на звук, издаваемый работающим электрооборудованием. При выявлении нехарактерных для трансформаторных подстанций посторонних звуков, например, сильного гудения или методического дребезжания, электрооборудование отключают. Затем мастер проводит внешний осмотр рабочих узлов и линии — причиной необычных звуков может быть ослабление крепления деталей.
Мастер проверит наличие механических повреждений и трещин на масломерном стекле, измерит уровень масла и изучит его характеристики (цвет и вязкость). Если масло сильно потемнело, значит, оно подвергалось длительному воздействию высоких температур и подлежит замене. Если масло стало розовым, это говорит о том, что оно взаимодействовало с влагой и его также пора заменить. Голубой цвет масла указывает на нормальные рабочие характеристики и возможность его дальнейшей эксплуатации.

При профилактическом осмотре мастер также проверит состояние проходных изоляторов: в них не должно быть сколов, пыли и любых посторонних предметов. Все результаты осмотра и выполненные процедуры по замене или ремонту фиксируют в технический журнал КТП с указанием даты осмотра.

Требования к специалистам

Доверять обслуживание ТП можно только организациям, имеющим лицензии на проведение технического обслуживания электрических подстанций и работу с высоковольтной электрической сетью.
Специалисты инженерного центра «ПрофЭнергия» соответствуют требованиям, предъявляемым к компаниям, предоставляющим услуги по обслуживанию высоковольтных трансформаторных подстанций.
К таким относятся:

• наличие всех документов, необходимых для проведения таких работ;
• прекрасная физическая форма и хорошее самочувствие сотрудников;
• наличие специнструментов и оборудования.

Согласно нормам, техническое обслуживание электрических подстанций выполняют минимум раз в месяц, поэтому оптимальный вариант — заключение с нашим центром договора о долгосрочном сотрудничестве.

Состав проверок при техобслуживании ТП

Техническое обслуживание ТП 10/0,4 кВ включает в себя контроль состояния строительных сооружений подстанции, площадок, ограждающих конструкций.

Также контролю подлежат шкафы, приводы коммутационных аппаратов, запорные и блокировочные элементы, устройства заземления, предупредительные знаки.

В масляных агрегатах контролируется уровень и температура трансформаторного масла, отсутствие утечки, нагрева корпуса и нестандартных звуков. Также обслуживание электрических подстанций подразумевает контроль состояния изоляции и контактов оборудования на предмет наличия механических повреждений, признаков перегрева контактных соединений и перекрытия изоляции. Проверке подлежат также компоненты РЗиА, наружного обогрева и учета электроэнергии.

Обязанности собственников трансформаторных подстанций

Владельцы ТП обязаны:

1. Содержать электротехническое оборудование в исправном состоянии.
2. Использовать его со строгим соблюдением требований нормативной документации.
3. Своевременно и в полном объеме проводить полагающиеся проверки, испытания, ремонт и обслуживание трансформаторных подстанций.
4. Обеспечить наличие на подстанции первичных средств и инструментов для тушения пожара.
5. Подобрать компетентный электротехнический персонал.
6. Выбрать и назначить приказом ответственных за электрохозяйство.

В случае нарушений при эксплуатации и обслуживании КТП должностные лица (собственник и ответственный за электрохозяйство) несут ответственность согласно действующему законодательству.

Контроль состояния ТП и проведение необходимых испытаний – это задача для обученного и хорошо подготовленного персонала с соответствующей группой допуска по электробезопасности.

Чтобы избавить себя от лишних хлопот и затрат, собственники подстанций часто передают их на контроль специализированным компаниям. Поручите обслуживание подстанций и распределительных устройств специалистам инженерного центра «ПрофЭнергия». Мы имеем все необходимые разрешения и свидетельства компетентности для выполнения таких работ, располагаем собственной электротехнической лабораторией, укомплектованным штатом специалистов и современным оборудованием для выполнения электрофизических измерений.

Не стоит пренебрегать профессиональным обслуживанием КТП – от регулярности и качества выполнения таких мероприятий зависит безаварийность работы электрооборудования и стабильность электроснабжения потребителей. Гораздо выгоднее вложить средства в профилактику, чем устранять последствия аварии и приобретать новое оборудование в случае его утраты.

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.

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.

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

1 Сопротивление изоляции обмоток

Выполняется при неудовлет-ворительных результатах испытаний масла, а также в объеме комплексных испытаний

Для масляных трансформаторов — не ниже 300 МОм при температуре обмотки 20 °С, не ниже 450 МОм при 10 °С.

Для сухих трансформаторов 6 кВ – не менее 300 МОм, 10 кВ – не менее 500 МОм при температуре обмоток от 20 до 30 °C

Выполняется измерение у обмоток между собой и относительно корпуса

2 Сопротивление обмоток постоянному току

При комплексных испытаниях трансформатора

В соответствии с пунктом 3 таблицы 8.23

3 Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха

В соответствии с пунктом 4 таблицы 8.23

4 Испытание трансформаторного масла

4.1 из трансформаторов

Не реже 1 раза в 5 лет для трансформаторов мощностью выше 630 кВА с термосифонными фильтрами;

не реже 1 раза в 2 года для трансформаторов мощностью выше 630 кВА без термосифонных фильтров

В соответствии с ПТЭЭП (приложение3.1, таблица 6, показа, 7)

В течение первых месяцев после ввода в эксплуатацию контроль выполняется в соответствии с указаниями завода-изготовителя

4.2 из баков контакторов устройств РПН

При испытании масла из трансформаторов по 4.1

Масло следует заменить:

1) при пробивном напряжении ниже 25 кВ в контакторах с изоляцией10 кВ;

2) если в нем обнаружена вода (определение качественное) или механические примеси (определение визуальное)

Проводится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя данного переключателя

5 Тепловизионный контроль

Выполняется одновременно с ТК оборудования КТП

В соответствии с пунктом 10 таблицы 8.23

8.9.3 Периодичность, типовой объем работ по ТО силовых трансформаторов на напряжение 6 (10)/0,4 кВ

8.9.3.1 Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию силовых трансформаторов представлены в таблице 8.36. Периодичность проведения ТО может быть изменена по результатам периодических осмотров и КТС.

Таблица 8.36 – Периодичность и типовой объем работ по техническому
обслуживанию силовых трансформаторов

Наименование оборудования. Типовой объем работ

1 Масляные герметичные и негерметичные силовые трансформаторы на напряжение 6 (10) кВ

Осмотр трансформатора и его оборудования

Проверка уровня масла в расширителе

Проверка показаний термометров, мановакуумметров (у герметичных трансформаторов)

Проверка отсутствия течи масла и состояния маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров, маслосборных устройств

Проверка состояния кабелей заземления на отсутствие повреждений

Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения (должны быть выделены отличительной краской)

Проверка наличия и состояния противопожарных средств

Осмотр состояния опорных изоляторов (на отсутствие пыли, трещин, сколов, следов разрядов) и проверка надежности их крепления

Проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений токопроводов и шин

Проверка исправности термосигнализаторов

Контроль состояния контактных соединений, шин, ошиновок и кабеля

Проверка состояния креплений, кожухов, уплотнений бака и расширителя, вводов, кранов

Проверка воздухоосушителя (по цвету)

Проверка состояния элементов заземления

Проверка подтяжки всех болтовых соединений и чистка контактных соединений

Чистка изоляторов и вводов

Проверка состояния переключателя напряжения (РПН, ПБВ)

Восстановление расцветки фаз

Проверка исправности выключателя нагрузки

2 Силовые трансформаторы сухого исполнения на напряжение 6 (10) кВ

Осмотр трансформатора и его оборудования

Проверка состояния ограждения, предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения

Проверка наличия и состояния противопожарных средств

Проверка состояния элементов заземления и КС

Осмотр состояния изоляторов и проверка надежности их крепления

Контроль состояния контактных соединений, шин, ошиновок и кабеля, отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин

Проверка подтяжки всех болтовых КС и чистка

Проверка состояния переключателя напряжения

Восстановление расцветки фаз

Проверка состояния обмоток, панели для переключения

Продувка сухим воздухом, чистка

Примечание – ТО трансформаторов и устройств возбуждения (УВСД) выполняется в соответствии с 8.3.

8.9.3.2 На силовых трансформаторах, оснащенных устройством ПБВ, 2 раза в год (перед наступлением зимнего максимума отрицательных и летнего минимума положительных температур) при ТО должен проверяться коэффициент трансформации.

8.9.4 Периодичность, типовой объем работ по ремонту силовых
трансформаторов на напряжение 6 (10)/0,4 кВ с контролем параметров

8.9.4.1 Типовой объем текущего ремонта и периодичность его проведения приведены в таблице 8.37.

8.9.4.2 В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также работы, указанные в таблице 8.38.

8.9.4.3 После выполнения текущего и капитального ремонтов должны быть проведены испытания силовых трансформаторов в соответствии с ПТЭЭП (приложение 3, таблица 2; приложение 3.1, таблицы 1-5), указаниями завода-изготовителя, ремонтной документацией.

8.9.4.4 Для маслонаполненных силовых трансформаторов без замены обмоток и изоляции проводить испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты не обязательно.

Таблица 8.37 – Типовой объем работ и периодичность текущего ремонта силовых
трансформаторов

Наименование оборудования. Типовой объем работ

1 Масляные трансформаторы на напряжение 6 (10) кВ

Выявление и устранение мелких дефектов

Подтяжка болтов крепления вводов, ошиновки, крышки

Замена силикагеля, регулирование уровня масла

Протирка вводов, крышки, корпуса, очистка маслоуказательных стекол

Восстановление расцветки фаз

Чистка изоляторов и вводов

2 Трансформаторы сухого исполнения на напряжение 6 (10) кВ

Выявление и устранение мелких дефектов

Проверка состояния обмоток, панели для переключения

Продувка сухим воздухом, чистка, прозвонка стяжных шпилек

Проверка надежности КС паек и заземлений, подтяжка болтовых соединений

Восстановление расцветки фаз

Очистка от загрязнения

Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, прессующих колец, ярмовых балок и электрических экранов сухих трансформаторов

Таблица 8.38 – Типовой объем работ по капитальному ремонту силовых трансформаторов

Наименование оборудования. Типовой объем работ

1 Масляные силовые трансформаторы на напряжение 6 (10) кВ

Силовые трансформаторы КТП, МТП, УКЗВ, ПКУ (питающиеся от вдольтрассовой ВЛ)- совместно с ВЛ 1 раз в 9 лет,

эксплуатируемые 20 лет и более –
1 раз в 6 лет

Работы в соответствие с таблицей 8.26

2 Силовые трансформаторы сухого исполнения на напряжение 6 (10) кВ

Расшиновка, выявление дефектов

Вскрытие активной части

Предварительное испытание изоляции

Ремонт активной части, опрессовка обмоток

Сушка активной части

Сборка трансформатора, установка вводов и соединение отводов

Испытание в соответствии с требованиями ПТЭЭП

Покраска, нанесение расцветок фаз, диспетчерских наименований

Установка термосигнализатора с подключением контрольного кабеля, ошиновка

8.10 ТОР оборудования комплектных трансформаторных подстанций на напряжение 6 (10)/0,4 кВ

8.10.1 Наименование оборудования

8.10.1.1 Раздел распространяется на оборудование одно — и двухтрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций наружной и внутренней установки на НПС (ЛПДС), линейной части и других объектах МН.

8.10.1.2 В составе КТП разных типов и комплектаций техническому обслуживанию подлежит следующее основное оборудование:

— силовые трансформаторы на напряжение 6 или 10 кВ мощностью до 2500 кВА масляные и сухого исполнения;

— распределительное устройство высшего напряжения в составе: секционный разъединикВ; разрядник вентильный или ОПН; предохранители на 6 (10) кВ; рубильники; вводные и секционные автоматические выключатели; сборные и соединительные шины, шинный мост;

— распределительное устройство низшего напряжения в составе: автоматические или врубные выключатели 0,4 кВ; разрядники и ОПН; трансформаторы тока; шины сборные (секции шин), ошиновка; устройства РЗА; панели (щиты) управления, контроля, сигнализации;

— дополнительное и вспомогательное электрооборудование: освещение шкафов и помещения; оборудование систем ОВКВ; электронагреватели; контрольно-измерительные приборы (на панелях, щитах); приборы учета электроэнергии; устройства заземления и молниезащиты; источники бесперебойного питания.

8.10.2 Контроль технического состояния в процессе эксплуатации оборудования комплектных трансформаторных подстанций на напряжение 6 (10)/0,4 кВ

8.10.2.1 Техническое состояние оборудования КТП должно оцениваться дежурным персоналом на НПС (ЛПДС) не реже 1 раза в смену и при осмотре по показаниям контрольно-измерительных приборов и дистанционно по каналам СА и ТМ на дисплее АРМ.

Осмотр КТП и МТП на линейной части должен выполняться не реже 1 раза в 6 месяцев совместно с ВЛ.

При этом должны контролироваться по показаниям контрольно-измерительных приборов и поддерживаться напряжения на шинах РУ высокого напряжения (6 или 10 кВ) и
0,4 кВ, нагрузка на вводных и секционных выключателях, отходящих линиях, работа и положение (состояние) предупредительной и сигнальной аппаратуры оборудования, сопротивление изоляции цепей управления, уровень напряжения цепей управления, сигнализации, собственных нужд. С помощью стационарных устройств СА на НПС и средств ТМ на линейной части должны контролироваться основные параметры оборудования КТП в соответствии с производственной инструкцией (регламентами), РД-35.240.00-КТН-207-08, ОР-35.240.50-КТН-105-09.

8.10.2.2 При осмотрах особое внимание должно быть обращено на:

— состояние помещения (исправность дверей и окон, запоров и замков, отсутствие течи в кровле);

— исправность отопления, освещения, вентиляции, заземления;

— уровень и температуру масла в аппаратах и трансформаторе, отсутствие течи масла;

— состояние контакторов, рубильников щита низкого напряжения;

— работоспособность и целостность пломб э/счетчиков;

— чистоту оборудования, особенно токоведущих и изоляционных элементов;

— в ночное время – отсутствие разрядов и коронирования;

— исправность и правильность показаний указателей положения выключателей;

— работоспособность контрольно-измерительных приборов;

— шумность работы трансформатора, высоковольтных аппаратов;

— наличие защитных средств и средств пожаротушения.

На столбовых и мачтовых трансформаторных подстанциях, переключательных пунктах и других устройствах, не имеющих ограждений, приводы разъединителей и шкафы щитков низкого напряжения должны быть заперты.

Стационарные лестницы у площадки обслуживания должны быть сблокированы с разъединителями и заперты.

8.10.2.3 Осмотр КРУ и силового трансформатора КТП в темное время суток (для выявления разрядов, коронирования) должен проводиться без отключения на объектах с постоянным дежурством персонала не реже 1 раза в месяц, без постоянного дежурства персонала (на ЛЧ) – не реже 1 раза в 6 месяцев по утвержденному графику одновременно с ВЛ.

8.10.2.4 При достижении предельно допустимых значений контролируемых параметров или их резком изменении и при обнаружении дефектов в результате осмотра или оперативного контроля дежурный персонал информирует оператора НПС (ЛПДС) и руководителя УО ЭО (ответственного за электрохозяйство) и действует в соответствии с производственной инструкцией.

8.10.2.5 Периодически по утвержденному графику должен выполняться контроль за температурой разъемных соединений шин РУ, за исправностью резервных элементов РУ (выключателей, шин, трансформаторов и др.) включением их под нагрузку.

8.10.2.6 Трансформатор КТП должен быть аварийно выведен из работы при сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри, ненормальном и постоянно возрастающем нагреве при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе охлаждения, выбросе масла из расширительного бака, течи масла с понижением уровня ниже контрольной отметки, наличии сколов и трещин на изоляторах, появлении следов их перекрытия, резком помутнении (на несколько баллов) масла.

8.10.2.7 Внеочередные осмотры оборудования КТП должны проводиться после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, стихийные воздействия, штормовой ветер и др.), при срабатывании газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора дифференциальной защитой, после каждого отключения аппаратов от короткого замыкания или при сильном загрязнении, а также в случаях, предусмотренных производственной инструкцией.

8.10.2.8 Для оборудования, выработавшего ресурс, морально устаревшего, имеющего худшие показатели надежности или условия эксплуатации по сравнению с другим и однотипным оборудованием, должны по утвержденному графику выполняться целевые осмотры (проверки). Необходимость их проведения определяет ответственный за электрохозяйство.

8.10.2.9 Контроль технического состояния в межремонтный период оборудования в составе конкретного типа КТП должен выполняться в соответствии с таблицей 8.39 и с разделами по ТОР видов оборудования настоящего документа.

Оценка работоспособности КТП в целом выполняется путем комплексной проверки, проводимой по утвержденному графику.

Таблица 8.39 –Периодичность и виды контроля технического состояния комплектных распределительных устройств и оборудования КТП