Ремонт и обслуживание трансформаторов

К повреждениям устройств РПН могут приводить  увлажнение и загрязнение изолирующих  деталей, изготовление этих деталей  из материалов, не предусмотренных  технической документацией, ослабление креплений и т.д. Нередки отказы вследствие нарушений в работе приводов.

К наиболее тяжелым  последствиям приводят повреждения  обмоток и главной изоляции трансформаторов. Плохо просушенные электрокартон  или витковая бумажная изоляция, грязное  или увлажненное трансформаторное масло вызывают местное ослабление твердой изоляции с возникновением ползущего разряда или без него с последующим пробоем. К нарушению работы твердой изоляции приводит также несоблюдение размеров (между листами электрокартона и др.), разбухание слабо намотанной изоляции, нарушения в работе системы охлаждения, чрезмерные перегрузки трансформатора по току и напряжению и др, В связи с разнообразием причин и тяжелыми последствиями от повреждений витковой и главной изоляции своевременному выявлению этого вида нарушений в работе трансформаторов уделяется наибольшее внимание [9].

В связи с постоянным ростом энергетических мощностей растут мощности короткого замыкания (КЗ), Вследствие этого роста, а также при ослабленной запрессовке обмоток электродинамическая стойкость обмоток к воздействию внешних КЗ (называемых также "сквозными" КЗ) может оказывается недостаточной. В результате при внешних КЗ обмотка может деформироваться или разрушиться, хотя ее изоляция перед повреждением находилась в хорошем состоянии [11].

Повреждения в  активной стали трансформатора приводят к менее тяжелым последствиям и связаны, как правило, с образованием короткозамкнутых контуров внутри бака. Контур может образоваться как внутри пакета магнитопровода, так и через какую-либо конструктивную металлическую деталь, например через прессующее кольцо и элементы заземления магнитопровода. При современных бесшпилечных магнитопроводах короткозамкнутый контур обычно сцеплен не с главным потоком (замыкающимся только по активной стали), а с потоком рассеяния. Короткозамкнутый контур вызывает повышенный местный нагрев (местный перегрев), обычно в местах контактов, ухудшающий свойства трансформаторного масла [13 ]. Если своевременно не устранить дефект, то может произойти повреждение твердой изоляции трансформатора.

Существенное влияние  на общую работоспособность трансформатора оказывают также вспомогательные  узлы и устройства [11]. Так, например, повреждение маслонасоса в трансформаторах  с системой охлаждения Ц и ДЦ приводит к попаданию металлических частиц и других примесей в трансформаторное   масло   и,   будучи    несвоевременно   выявленным,   вызывает серьезные аварии. При нарушении резиновых и других уплотнений увлажняется трансформаторное масло. Неисправность стрелочного маслоуказателя приводит к недопустимому снижению или превышению уровня масла и тд.

Приведенный краткий  обзор основных видов повреждений  показывает, что в большинстве случаев они развиваются постепенно. Следовательно, если правильно поставить работу по проверке состояния трансформаторов, возникающие дефекты можно выявить до того момента, когда будет превышена какая-то критическая точка. Тогда можно будет своевременно вывести трансформатор в ремонт, предотвратив возникновение аварии или отказа, не допустить недоотпуск электроэнергии, снизить время и расходы на ремонт.

За период с 1997 по 2000 г. в "ЕЭС России" было проанализировано в общей сложности 712 отказов и технических нарушений силовых трансформаторов напряжением 35 - 750 кВ.

В табл. 1.1 приведено  распределение повреждений силовых  трансформаторов по узлам и классам  напряжений, при этом их число составило: 29% для 35 кВ; 47% для 110 кВ; 19% для 220 кВ; 2% для 330 кВ; 3% для 500 кВ; 0% для 750 кВ.

Как следует из табл. 1.1, наибольшую повреждаемость имеют: высоковольтные вводы - 22%, обмотки - 16%, устройства РПН - 13,5%, что подтверждает вышесказанное, Значительная доля отказов  приходится на течи (11%) и упуск трансформаторного  масла (23%).

Так как выявление  всех видов дефектов не удается обеспечить как по техническим, так и по экономическим  причинам, главное внимание уделяется  выявлению наиболее часто проявляющихся  и наиболее опасных для работоспособности  трансформатора дефектов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2. Технология обслуживания, ремонт силовых трансформаторов

 

 

 

2.1 Техническое  обслуживание, монтаж трансформаторов

 

Монтаж трансформатора производят на специально оборудованной монтажной  площадке вблизи его собственного фундамента (целесообразно на фундаменте), а  также на ремонтной площадке ТМХ  или на постоянном или переменном торце машинного зала электростанции. Монтажную площадку обеспечивают источником электроэнергии необходимой мощности и связью с емкостями масла  со стороны стационарного маслохозяйства (либо емкости располагаются вблизи площадки). Территория монтажной площадки должна предусматривать работы подъемно-технологического оборудования, а также свободное  размещение вблизи бака трансформатора подготовленных к установке комплектующих  узлов.

При работе на открытом воздухе  вблизи трансформатора устанавливают  инвентарное помещение для персонала, хранения инструмента, приборов материалов. Площадку оборудуют средствами пожаротушения, телефоном. Освещенность сборочной (монтажной) площадки должна обеспечивать работу в три смены. Монтаж крупных трансформаторов  следует производить по проекту  организации работ, разработанному с учетом конкретных условий. В объем  монтажных работ входит подготовка комплектующих узлов и деталей.

При подготовке к установке  на трансформатор вводов кВ проверяют  отсутствие трещин и повреждений  фарфоровых покрышек, поверхность которых  очищают от загрязнений; затем ввод испытывают испытательным напряжением  переменного тока, соответствующим  классу напряжения ввода.

Для маслонаполненных вводов 110 кВ и выше объем подготовительных работ обусловлен способом защиты масла  ввода от соприкосновения с окружающим воздухом.

Герметичные маслонаполненные вводы проверяют внешним осмотром на отсутствие течи и на целостность  фарфоровых покрышек и других элементов  конструкции, располагаемых с внешней  стороны ввода, при этом давление масла измеряют по показаниям манометра. Согласно инструкции завода-изготовителя приводят давление во вводе до требуемых  значений в зависимости от температуры  окружаю щего воздуха. При необходимости  производят долив или слив масла  из ввода. Долив масла может производиться  с помощью ручного маслонасоса. Перед присоединением маслонасоса  перекрывают вентили со стороны  ввода и бака давления, а в переходник вместо пробки вворачивают штуцер с  резьбой М 14x1,5. Затем приоткрывают вентиль бака давления и под струей масла из переходника надевают шланг  на штуцер. Насосом подают масло  в бак давления, следя за показаниями  манометра. Отсоединение насоса производят в следующей последовательности: перекрывают вентиль со стороны  бака давления, выворачивают штуцер на переходнике и, приоткрыв вентиль  со стороны бака давления, под струей масла вворачивают пробку. Открывают  вентили на вводе и баке давления. При регулировании давления во вводе, замене манометра или замене поврежденного  бака давления и других операциях  нельзя допускать проникновения  окружающего воздуха во ввод. Подпитку ввода производят дегазированным маслом необходимого качества. Аналогично производят операции по частичному сливу (доливу) масла в герметичные вводы, не имеющие бака давления.

силовой трансформатор электромагнитный

 

2.2 Ремонт силовых трансформаторов

Текущий ремонт силового трансформатора с отключением его от питающей сети производят в порядке реализации планово-предупредительного ремонта.

Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов зависит  от их технического состояния и от условий эксплуатации. Сроки текущих  ремонтов устанавливаются в местных  инструкциях предприятия. Однако такие  ремонты надо производить не реже одного раза в год.

Текущий ремонт силовых трансформаторов  с отключением от питающей сети включает наружный осмотр трансформатора, устранение обнаруженных дефектов, а также очистку  изоляторов и бака. Спускают грязь  из расширителя, доливают при необходимости  в него масло и проверяют правильность показаний маслоуказателя. Проверяют  спускной кран и уплотнения, осматривают  охлаждающие устройства и чистят их, проверяют состояние газовой  защиты и целость мембраны выхлопной  трубы. Проводят также необходимые  измерения и испытания.

При хорошо выполненном текущем  ремонте не должно быть аварийных  выходов из строя трансформаторов, а продолжительность их эксплуатации должна возрастать.

У каждого силового трансформатора, находящегося в работе, происходит постепенный износ имеющихся  в нем изоляционных материалов. Износ  изоляции ускоряется вместе с повышением нагрузки. При неполной загрузке силового трансформатора износ его изоляции замедляется. За счет этого допускается  в отдельные периоды перегрузка трансформатора, которая не сокращает  нормальный срок его работы.

Величину допустимой перегрузки силового трансформатора в отдельные  часы суток за счет его недогрузки в другие часы определяют по диаграммам нагрузочной способности трансформатора. Такие диаграммы составлены для  силовых трансформаторов с естественным масляным и принудительным воздушным  охлаждениями исходя из нормального  срока износа изоляции трансформаторов  от нагрева. Для пользования указанными диаграммами необходимо располагать коэффициентом суточного графика нагрузки трансформатора, который определяется по заданному суточному графику по формуле.

Чтобы использовать фактор, допускающий увеличение нагрузки силового трансформатора в отдельные часы зимних пик за счет недогрузки трансформатора в летнее время года, пользуются следующим положением: на каждый процент  недогрузки трансформатора в летнее время допускается 1 % перегрузки трансформатора в зимнее время, но не более 15%. Общая  перегрузка трансформатора, которая  может быть принята при использовании  обоих указанных факторов, не должна превышать 30%.

Все вышесказанное относится  к допускаемым перегрузкам силовых  трансформаторов в условиях их нормальной эксплуатации. Иначе решается вопрос о допустимых перегрузках силовых  трансформаторов в аварийных  случаях.

Указанные аварийные перегрузки допускаются независимо от величины предшествующей нагрузки и температуры  охлаждающей среды. Для сухих  трансформаторов допускаются следующие  аварийные перегрузки: 20% в течение 60 мин и 50% в течение 18 мин.

Современные силовые трансформаторы при номинальном первичном напряжении работают с большими величинами магнитной  индукции. Поэтому даже небольшое  увеличение первичного напряжения вызывает повышенный нагрев стали трансформатора и может угрожать его целости. В связи с этим при эксплуатации трансформатора величина подведенного напряжения ограничивается и ее необходимо контролировать. Максимально допустимое превышение первичного напряжения принимается  для трансформаторов равным 5% от напряжения, соответствующего данному  ответвлению.

Особенностью силовых  трансформаторов, работающих с принудительным охлаждением масла, является быстрое  повышение температуры масла  при прекращении работы системы  охлаждения. Однако учитывая значительную теплоемкость трансформаторов, допускают их работу в аварийных режимах при прекращении циркуляции масла или воды, а также при остановке вентиляторов дутья. Предельная длительность работы трансформаторов в указанных условиях определяется местными инструкциями. В инструкциях учитываются как результаты предыдущих испытаний, так и заводские данные трансформаторов. Но при всех условиях работу трансформаторов при прекращении системы охлаждения допускают не больше, чем в течение одного часа.

Величина сопротивления  изоляции обмоток силовых трансформаторов  не нормируется, тем не менее эта  характеристика относится к числу  важнейших показателей состояния  трансформатора и ее систематически контролируют, сравнивая с величиной, которая имела место при вводе  трансформатора в эксплуатацию. Измерения  производят при одинаковой температуре  и одинаковой продолжительности  испытания (обычно 1 мин). Величина сопротивления  изоляции обмоток трансформатора считается  удовлетворительной, если она составляет не менее 70% от первоначального значения.

Необходимым условием обеспечения  нормального срока службы силового трансформатора является контроль за его нагрузкой. Если вести эксплуатацию силового трансформатора, не превышая допускаемых для него нагрузок, примерный  срок службы силового трансформатора составляет около 20 лет. Необходимо при  этом иметь в виду, что систематические  недогрузки силовых трансформаторов  с целью удлинения срока его  службы имеют и свои отрицательные  стороны: за это время конструкция  трансформатора морально стареет. Чтобы  контролировать нагрузку трансформаторов  мощностью 1000 та и выше, устанавливают  амперметры, шкала которых соответствует  допускаемой перегрузке трансформатора.

Температуру масла трансформаторов  мощностью менее 1000 ква контролируют ртутными термометрами. При большей  мощности трансформаторов для этой цели также используют манометрические  термометры. Их устанавливают для удобства контроля за температурой на высоте 1,5л от земли. Так как манометрические термометры обладают меньшей точностью, чем ртутные, время от времени производится сверка их показаний с показаниями ртутных термометров.

При неправильном включении  трансформаторов на параллельную работу могут возникать короткие замыкания, а также неравномерное распределение  нагрузки между работающими трансформаторами. Чтобы этого не произошло, в трансформаторах, включаемых на параллельную работу, должно соблюдаться: