Огляд і поточний ремонт силових трансформаторів

Огляд трансформаторів на тягових підстанціях з оперативно-ремонтним персоналом проводиться щодня, а начальником тягової підстанції - 1 раз на 15 днів в нічний час (перевірка коронірованія, розряду, нагріву токоведущих частин). Позачергові огляди понижуючих і перетворювальних трансформаторів, а також трансформаторів власних потреб проводять при різкому пониженні температури, при відключенні їх від дії газового або диференціального захисту. На тягових підстанціях, що не мають постійного оперативно-ремонтного персоналу, огляди проводяться в терміни, встановлені місцевими інструкціями, але не рідше за 1 раз на 10 днів.

При огляді трансформаторів перевіряють:

режим роботи;

рівень масла у введеннях (тиск - в герметичних введеннях) і в розширювачі і відповідність його свідченню термометра;

стан кожухів трансформаторів і відсутність течі масла в місцях ущільнення; введень (відсутність слідів розрядів, тріщин, сколовши, забруднень); ошиновки, кабелів (відсутність нагріву контактних з'єднань); маслоочищуючих пристроїв непреривний регенерації масла, термосифонних фільтрів і вологопоглинаючих патронів, контрольного силікагеля по його кольору; маслосборних і маслоохолоджуючих пристроїв;

справність пристроїв сигналізації і пробивних запобіжників, робочого ізахисного заземлення;

відповідність покажчиків положення пристрою регулювання напруги під навантаженням (РПН) на трансформаторі і щиті управління;

наявність стороннього нерівномірного шуму і потріскування усередині трансформатора;

цілісність мембрани вихлопної труби;

цілісність фундаментів і майданчиків навколо трансформаторів зовнішньої установки.

У зимовий час необхідно додатково звертати увагу на натягнення проводів ошиновки і спусків до вводів.

Під час оглядів не допускається виконання яких-небудь робіт. Огляди трансформаторів можна проводити як під напругою, так при відключеному стані одночасно з їх ремонтом.

Поточний ремонт силових трансформаторів без РПН напругою 35 кВ і вище повинен проводитися 1 раз на 2 роки; трансформаторів з РПН - 1 раз на рік; інших - не рідше за 1 раз на чотири роки, а трансформаторів, що обслуговуються по нормативах, - 1 раз на 2 роки. Ремонт проводиться із зняттям напруги бригадою з трьох виконавців.

Поточний ремонт силового трансформатора включає наступні операції, що виконуються послідовно.

При перевірці стану трансформатора і чищенні бака після відключення ретельно оглядають всі доступні місця, деталі, стан захисного заземлення. В першу чергу перевіряють на дотик рівномірність нагріву радіаторів; при виявленні радіатора, нагрітого менш інших, обов'язково виявляють причину і усувають її. Перед відключенням, а в місцях, недоступних для огляду, безпосередньо після відключення перевіряють нагрів контактів в місцях приєднань. Перевірку ведуть по термоїндікаторам, свічкам, за допомогою устаткування «Тпегтоу1зюп 550» або на дотик. Контакти, що мають надмірний нагрів, перебирають, зачищають контактні поверхні оксамитовим напилком або скляним папером.

Підтягають болтові кріплення заземлення, перевіряють надійність зварних з'єднань.

Видаляють грязь з кришки, бака, радіатора, розширювача і перевіряють стан зливного крана, нижніх пробок радіатора. Закріплюють спусковий кран і пробки, при необхідності замінюють набивання, затягують болти кришки і радіаторів.

У сухих трансформаторів виявляють місця нагріву контактів на стягнутих шпильках, перевіряють їх опір ізоляції (мал. 4.5). При виявленні перегріву контактів або зниженого опору їх перебирають.

При огляді і видаленні грязі під розширювачем прочищають мідну сітку внизу дихальної трубки (мал. 4.6). Протирають маслоуказатель 7, спускають брудне масло і водний осад, відкривши кран повідомлення з розширювачем.

Рисунок 4.5. Вимірювання опору ізоляції стяжних шпильок магніто проводу : 1 – магнітопровід; 2 – стяжна шпилька; 3 - мегоомметр

Перевіряють роботу маслоуказателя, спускаючи для цього частину масла з розширювача, а потім знову заливаючи його. Перевіряють ущільнення і цілісність скляної трубки. При необхідності встановлюють контрольні відмітки рівня масла на розширювачі при температурах навколишнього середовища -45; +15 і +40 С. Підтягують кріплення, при необхідності доливають масло в розширювач і маслонаповнення введення.

Рисунок 4.6. Розширювач: 1 – маслоуказатель; 2 – розширювач; 3 – рим-болт; 4 – патрубок для з’єднання з запобіжною трубкою; 5 – пробка; 6 – дихальна трубка; 7 – патрубок; 8 – кришка баку; 9 – пробка; 10 – відстійник; 11 – кронштейн; 12 – опорні пластини

При чищенні ізоляторів їх протирають серветкою, змоченою в уайт-спіритові, а потім сухою серветкою. Пил і грязь з фланців видаляють скребком і дрантям. На поверхні ізоляторів не повинно бути пороши, грязі, слідів розрядів і течі масла, тріщин і сколов фарфору. Допускається залишати в роботі ізолятори з сколом ребра не більше 60 мм по кола і 5 мм в глибину, сколом спідниці не більше 3 см2 і наявністю подряпин завдовжки не більше 25 мм і завглибшки 0,5 мм. На всі сколи і подряпини, ізоляторів, що тимчасово залишаються в експлуатації, наноситься покриття волого-маслостійким ласий або емаллю (№ 1201).

При перевірці роботи механізму приводу регулювання напруги і системи охолоджування відключають і заземляють трансформатор, відгортають центральний стопорний болт механізму приводу регулювання напруги, після чого випробують роботу приводу при всіх трьох положеннях. Мостом постійного струму Р-333 заміряють опір обмоток трансформатора. Воно повинне відрізнятися від паспортних даних не більше ніж на 20 %. Мегаомметром перевіряють опір ізоляції обмоток двигунів вентиляторів охолоджування; при значеннях менше 1 мОм двигун знімають для сушки.

Зміну силікагеля- виконують в термосифонних і повітроочисних фільтрах за наслідками хімічного аналізу масла. При цьому кислотність масла може бути понижена безперервною автоматичною регенерацією масла в трансформаторі через термосифонниє фільтри. Для обмеження зволоження масла (під час вступу вологого повітря із-за пониження рівня масла в розширювачі) встановлюються очисники повітря на термосифонниє фільтри. Контроль за осушувачем (силікагелем) в експлуатації полягає головним чином в спостереженні за його забарвленням. При появі блакитного забарвлення окремих кристалів слід підсилити нагляд за фільтром, а коли велика частина осушувача прийме блакитне забарвлення, осушувач повинен бути замінений.

При перевірці газового захисту з реле ПГ-22 спочатку визначають правильність установки трансформатора, який повинен стояти з ухилом не більше 1-1, 5 %, а маслопровід від трансформатора до розширювача повинен мати ухил не меншого 2-4 %. Для утворення необхідного ухилу під катки трансформатора з боку розташування газового реле підкладають прокладки. Очищають корпус газового реле від грязі і масла. Знімають кришку з контактної колодки і перевіряють надійність приєднання жил кабелю до клем реле. Потім надягають на кран газового реле гнучкий шланг насоса, закривають кран на маслопроводі від трансформатора до розширювача і прокачують насосом повітря в газове реле, включене на сигнал. Включають масляний вимикач трансформатора. Аналогічно перевіряють роботу газового реле на відключення, при цьому зливають масло з газового реле при закритому крані в розширювач, випускають повітря на реле і закривають контакти реле кришкою.

У силових трансформаторах використовується 3 типи газових реле: ПГ-22, чашкові газові реле РГЧЗ і газові реле Бухгольца ВР80/Р.

При спрацьовуванні газового захисту персонал повинен враховувати її особливості і діяти оперативно і грамотно.

Газове реле знаходиться нижчим за рівень масла в розширювачі, тому воно нормально заповнене маслом. При повільному накопиченні газу у верхній частині реле газовий захист спрацьовує на сигнал; на відключення трансформатора вона спрацьовує при внутрішніх пошкодженнях, що супроводжуються бурхливим виділенням газів і швидким переміщення масла з бака в розширювач.

У всіх випадках спрацьовування газового захисту (на сигнал або відключення) оглядається трансформатора і газового реле. При цьому перевіряють рівень масла в розширювачі, відсутність течі, цілісність мембрани вихлопної труби. Через оглядове вікно визначають наявність в корпусі реле газу, його забарвлення, об'єм і відбирають пробу газу для хімічного аналізу, для чого використовують переносні газоаналізатори, аспіратори різних конструкцій, гумові відсисаючі балони, металеві газозбірники і інші пристрої. Дуже важливо, щоб при користуванні приладами, що є на підстанції, персонал був наперед навчений прийомам відбору проб, оскільки при неправильному відборі результати аналізу можуть бути помилковими.

За об'ємом газу в реле судять про ступінь пошкодження, а по складу газу - про його характер і джерело виділення: розкладання масла або твердої ізоляції, оскільки сильні перегріви тих або інших ізоляційних матеріалів викликають виділення газу цілком певного складу. Наприклад, присутність в суміші газів великої кількості окислу і двоокису вуглецю свідчить про розкладання твердої ізоляції.

Попередня оцінка стану трансформатора проводиться на підставі перевірки кольору і горючості газу. Біло-сірий колір газу свідчить про пошкодження паперу і картону, жовтий - дерева, темно-синій або чорний - масла. Горючість газу є ознакою пошкодження усередині трансформатора. До її визначення приступають лише після відбору проби газу на хімічний аналіз. Якщо газ, відібраний на пробу з краника реле, спалахує від піднесеного сірника, трансформатор не може залишатися в роботі або включатися в роботу (після автоматичного відключення) без випробувань і внутрішнього огляду. Якщо в газовому реле буде виявлено повітря (негорючий газ без кольору і запаху), то його слід випустити з реле. В цьому випадку за відсутності зовнішніх ознак пошкоджень і неспрацьовування (диференціального захисту) трансформатор може бути включений в роботу без внутрішнього огляду.

На практиці відмічені випадки помилкового спрацьовування газового захисту на відключення трансформатора, викликані несправністю ланцюгів вторинних з'єднань захисту: а також проходженням крізних струмів КЗ, коли електродинамічна взаємодія між витками обмоток передається поштовхом маслу у момент з'єднання двох об'ємів, тиск в яких різний. Наприклад, газовий захист спрацьовував під час відкриття крана на лінії, що сполучає розширювач трансформатора з еластичним резервуаром, після чергового підживлення його азотом. Характерною для всіх цих випадків була відсутність газу в реле. Воно залишалося заповненим маслом, оскільки ніяких виділень газу в трансформаторі не відбувалося. Такі спрацьовування захисту прийнято класифікувати як помилкові. У цих випадках після встановлення причини відключення трансформатори включають в роботу, а несправний газовий захист відправляють в ремонт.

Перевірка рівня масла має виключно важливе значення як для нормальної роботи трансформатора, так і його газового захисту. Пониження рівня масла в трансформаторах з плівковим захистом приводило до створення вакууму, руйнування діафрагми вихлопної труби і спрацьовування газового захисту на відключення. На підстанціях без вимикачів на стороні ВН пониження рівня масла в трансформаторі і корпусі газового реле викликає спрацьовування газового захисту, включення короткозамикачами і відключення живлячої лінії.

При недостатньому рівні масла в розширювачі і різкому пониженні температури зовнішнього повітря або зниженні навантаження персоналу не дозволяється перекладати газовий захист на сигнал, оскільки при подальшому пониженні рівня масла може оголіти і ушкодитися активна частина працюючого трансформатора. Тим більше неприпустимо перекладати газовий захист «на сигнал» при швидкому зниження рівня масла в трансформаторі, наприклад, унаслідок сильної течі. Необхідно усунути текти і прийняти заходи до доливки масла в трансформатор. На час доливки відключаючий елемент газового захисту зазвичай перекладається «на сигнал». Переклад газового захисту «на відключення» повинен проводитися відразу ж після закінчення робіт незалежно від способу доливки. Введення трансформаторів в експлуатацію з резерву або після ремонту проводиться з газовим захистом, що працює «на відключення».

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Основні пошкодження силових трансформаторів	\|	Профілактичні і післяремонтні випробування силових трансформаторів

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.033 сек.