ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
ТО силовых трансформаторов и автотрансформаторов, способы контроля состояния масла, обслуживание систем охлаждения
В процессе эксплуатации трансформаторов осуществляется их оперативное и техническое обслуживание и планово-предупредительные ремонты.
При оперативном обслуживании производится
1. Контроль режима работы. Номинальным режимом работы трансформатора называется режим работы с номинальными параметрами напряжения, частоты тока и нагрузки и параметрами охлаждающей среды, соответствующих техническим условиям. Режим считается номинальным, если его параметры отличаются от номинальных в пределах, допустимыми стандартными.
Для масляных трансформаторов классов напряжения 110кВ и выше допускается превышение напряжения в 1,3 раза по отношению к номинальному в течении 20 с при номинальной нагрузке в 1,15 раза в течении 20 минут с нагрузкой не более 0,5 номинальной.
Допустимые продолжительные повышения напряжения для трансформаторов до 35 кВ и от 110 до 1150 кВ указаны в стандартах или технических условиях на эти трансформаторы.
Периодический контроль режима работы трансформатора осуществляется путем проверки нагрузки, уровня напряжения температуры масла с помощью измерительных приборов. Результаты измерений записываются в суточные ведомости: на электростанциях подстанциях с постоянным дежурным персоналом измерения производятся с периодичностью в 1-2 часа. На подстанциях без постоянного дежурного персонала – при каждом посещении разъездным оперативным персоналом. При возникновении перегрузки контроль ведется чаще.
|
|
|
Дополнительно на гидроэлектростанциях и подстанциях без постоянного дежурного персонала не менее 2-х раз в год (обычно зимой и летом) должны производиться почасовые записи нагрузки для уточнения сезонных изменений режима работы трансформаторов. Кроме того, производится непрерывный автоматический контроль за перегрузкой
1. Визуальный контроль состояния трансформаторов производится для своевременного обнаружения неисправностей, которые могут привести к авариям. Осмотр производится без отключения трансформатора.
Плановые осмотры главных трансформаторов электростанции и подстанции с постоянным дежурным персоналом, трансформаторов собственных нужд подстанции производятся не реже 1 раза в сутки, без постоянного дежурного персонала – не реже 1 раза в месяц. Остальные трансформаторы осматриваются не реже 1 раза в неделю с постоянным персоналом, 1 раз в месяц без постоянного персонала и 1 раза в 6 месяцев на трансформаторных пунктах.
При плановом периодическом осмотре проверяют:
|
|
|
- состояние внешней изоляции: вводов трансформаторов, а также установленных на них 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.
Показателем состояния трансформатора может служить характер издаваемого шума. Прослушивание следует вести при остановленных вентиляторах. Свидетельством возможной неисправности может быть потрескивание или щелчки, которые могут быть связаны с разрядами в баке (например, из-за обрыва заземления активной части)
Осмотры следует производить в светлое время суток или при включении освещения, т.к. в темноте можно определить повреждения, которые сами являются источником света, например, нагрев контактных соединений, коронные и другие виды разрядов.
Внеочередные осмотры трансформаторов наружной установки следует производить при экстремальных атмосферных условиях: резкое снижение температуры воздуха, ураган, сильный снегопад, гололед. При этом проверяются уровень масла, состояние вводов, системы охлаждения. Эти осмотры производят также после КЗ обмоток или при появлении сигнала газового реле. При необходимости внеочередные осмотры могут производиться и с отключением трансформатора.
|
|
|
При техническом обслуживании наиболее ответственным является эксплуатация трансформаторного масла, которое предназначено для изоляции находящихся под напряжением частей и узлов активной части трансформатора, для отвода тепла от нагревающихся частей.
В процессе эксплуатации масло загрязняется механическими примесями, увлажняется, в нем накапливаются продукты окисления. Наблюдение за состоянием масла ведется путем отбора проб и проведения лабораторных испытаний. Отбор производится в сухую погоду в промытые и хорошо высушенные стеклянные банки емкостью 0,5 и 1 л. При обнаружении изменений показателей необходимо принять меры по восстановлению утраченных свойств. Это достигается очисткой, осушкой и регенерацией масла.
Различают 3 вида испытания масла:
1) испытание на электрическую прочность включает в себя определение пробивного напряжения, определение наличия воды и визуальное определение механических примесей;
|
|
|
2) сокращенный анализ включает в себя, кроме выше названных, определение кислотного числа, содержание водорастворимых кислот, температуры вспышки и цвета масла;
3) испытание в объеме полного анализа производится в основном на нефтеперегонных заводах и масла после регенерации. Регенерация – это восстановление окисленного масла, т.е. удаления из него продуктов старения.
Для эксплуатационного масла производят в основном сокращенный анализ в следующие сроки:
- в приработочный период после включения: через 10 дней и через 1 месяц для трансформаторов 110…220 кВ; через 10 дней, через 1 месяц и через 3 месяца для трансформаторов напряжением 330 кВ и выше;
- масло из силовых трансформаторов мощностью более 6300 кВА и напряжением 6 кВ и выше, из измерительных трансформаторов напряжением 35к В и выше – не реже 1раза в 3 года.
Масло, не удовлетворяющее нормам на эл. прочность в связи с его увлажнением или загрязнением механическими примесями, подвергается центрифугированию, но масло при этом не очищается полностью: остаются легкие волокна, частица взвешенных твердых примесей. Более глубокая очистка производится при фильтровании масла в фильтр - прессе. Масло под давлением 0,4…0,6 МПа продавливается насосом через пористую среду (бумагу) с большим количеством капилляров, задерживающих в себе частички воды и примесей размером более 10…15 мкм.
Более совершенным является сушка масла распылением в вакууме. Для этого в специальной вакуумной камере производится тонкое распыление увлажненного масла. Образующиеся при этом пары воды отсасываются вакуумным насосом, а осушенное масло выпадает в виде капель на дно камеры.
Кроме того, применяется сушка масла при помощи синтетического циолита, который содержит огромное количество пор, имеющих размеры молекул. При прохождении сырого масла через слой высушенного циолита молекулы воды поглощаются его порами и удерживаются в них.
Для защиты масла от увлажнения и старения применяют специальные устройства: воздухоосушители, термосифонные фильтры и т.д. Кроме того применяют специальные антиокислительные и стабилизирующие присадки.
К техническому обслуживанию относится обслуживание системы охлаждения. Трансформаторы имеют следующие системы охлаждения: масляное охлаждение с естественной циркуляцией масла внутри бака и воздуха снаружи - обозначение М; масляное дутьевое охлаждение с естественной циркуляцией масла – Д; масляное охлаждение с принудительной циркуляцией масла – ДЦ; масляное водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла и воды – Ц.
Масляное охлаждение с естественной циркуляцией масла применяется для трансформаторов небольшой мощности (до 25 кВА). Бак такого трансформатора имеет гладкие стенки. По мере увеличения мощности для увеличения площади охлаждения устанавливают стальные трубы. Для трансформаторов мощностью 1,6…10 МВА устанавливаются радиаторы.
У трансформаторов мощностью выше 10 МВА применяют принудительное дутье, которое осуществляется вентиляторами.
У мощных трансформаторов и автотрансформаторов дутьевое охлаждение не обеспечивает полного отвода тепла. В этих случаях применяется система воздушно- масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла с помощью насосов и интенсивным обдувом охладителей вентиляторами, установленными на охладителях.
Обслуживание систем охлаждения заключается в наблюдении за работой и уходе за оборудованием, используемом в системе охлаждения. Осмотры систем охлаждения производятся одновременно с осмотром трансформатора. При осмотре проверяется отсутствие течи масла из систем охлаждения; работа охладителей по нагреву, определяемая на ощупь; отсутствие нагрева, шума и вибрации маслоперекачивающих насосов, работа вентиляции по отсутствию вибрации.
Уход за оборудованием систем охлаждения включает в себя устранение обнаруженных при осмотрах неисправностей, замену износившихся деталей, чистку охладителей и вентиляторов, смазку подшипников, сопротивление изоляции электродвигателей.
Сопротивление изоляции обмоток силовых трансформаторов.
Испытания и измерения силовых трансформаторов может производить бригада в составе не менее 2 человек из лиц ЭТЛ. Производитель работ при высоковольтных испытаниях должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV, а остальные не ниже III группы. Работы проводятся по наряду с применением защитных средств.
Техническая оснащенность.
1. Средства защиты: переносное заземление; предупредительные плакаты; диэлектрические боты или коврик; диэлектрические перчатки.
2. Приборы: мегаомметр электронный.
Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформатора, проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, целостность маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.
Замеры изоляционных характеристик допускается измерять не ранее чем через 12 ч. после окончания заливки трансформатора маслом. Характеристики изоляции измеряются при температуре изоляции не ниже 10°С у трансформаторов напряжением до 150 кВ, мощностью до 80 МВА.
Все выводы трансформатора на время производства работ должны быть закорочены и заземлены. Снимать закоротки и заземление допускается только на время испытаний.
Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформаторов производится мегомметром между каждой обмоткой и корпусом (землей) и между обмотками при отсоединенных и заземленных на корпус остальных обмотках.
Состояние изоляции силовых трансформаторов характеризуется не только абсолютным значением сопротивления изоляции, которое зависит от габаритов трансформаторов и применяемых в нем материалов, но и коэффициентом абсорбции (отношением сопротивления изоляции, измеренного дважды - через 15 и 60 с после приложения напряжения на испытуемом объекте, R60" и R15"). За начало отсчета допускается принимать начало вращения рукоятки мегаомметра.
Измерение сопротивления изоляции позволяет судить как о местных дефектах, так и о степени увлажнения изоляции обмоток трансформатора. Измерение сопротивления изоляции должно производиться мегаомметром, имеющим напряжение не ниже 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм. На трансформаторах с высшим напряжением 10 кВ и ниже допускается измерение сопротивления изоляции производить мегаомметром на 1000 В с верхним пределом измерения не ниже 1000 МОм.
Перед началом каждого измерения по рисунок 2 испытуемая обмотка должна быть заземлена не менее 2 мин. Сопротивление изоляции R60" - не нормируется, и показателем в данном случае является сравнение его с данными заводских или предыдущих испытаний. Коэффициент абсорбции также не нормируется, но учитывается при комплексном рассмотрении результатов измерения.
Обычно при температуре 10 - 30°С для неувлажненных трансформаторов он находится в следующих пределах: для трансформаторов менее 10000 кВА напряжением 35 кВ и ниже - 1,3, а для трансформаторов 110 кВ и выше - 1,5 - 2. Для трансформаторов, увлажненных или имеющих местные дефекты в изоляции, коэффициент абсорбции приближается к 1.
В связи с тем, что при приемосдаточных испытаниях приходится измерять трансформаторов при различных температурах изоляции, следует учитывать, что значение коэффициента изменяется с изменением температуры. Зависимость Kaбc = R60" / R15"- показана на рисунке 3.
Для сравнения сопротивления изоляции необходимо измерять при одной и той же температуре и в протоколе испытания указывать температуру, при которой проводилось измерение. При сравнении результаты измерений сопротивления изоляции при разных температурах могут быть приведены к одной температуре с учетом того, что на каждые 10 °С понижения температуры R60" увеличивается примерно в 1,5 раза.
В инструкции на этот счет даются следующие рекомендации: значение R60 сек должно быть приведено к температуре измерения, указанной в заводском паспорте, оно должно быть: для трансформаторов 110 кВ - не менее 70 %, для трансформаторов 220 кВ - не менее 85 % значения, указанного в паспорте трансформатора.
Рисунок 2 – Схемы измерения сопротивления изоляции обмоток трансформатора:
a – относительно корпуса; б – между обмотками трансформатора
Рисунок 3 – Зависимость Kaбc = R60" / R15"
Измерение сопротивления изоляции вводов с бумажно-масляной изоляцией производится мегаомметром на напряжение 1000 - 2500 В. При этом измеряется сопротивление дополнительной изоляции вводов относительно соединительной втулки, которое должно быть не менее 1000 МОм при температуре 10 - 30 °С. Сопротивление основной изоляции ввода трансформатора должно быть не менее 10000 МОм.
Для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, мощностью до 10 МВА сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
Температура обмотки, °С 10 20 30 40 50 60 70
R60//, МОм 450 300 200 130 90 60 40
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре обмоток 20-30°С должно быть для трансформаторов с номинальным напряжением:
До 1 кВ включительно – не менее 100 МОм;
Более 1 кВ до 6 кВ включительно – не менее 300 МОм;
Более 6 кВ – не менее 500 МОм.
Если при осмотре была обнаружена сгоревшая обмотка, то ее необходимо заменить на новую. Намотка новых катушек производится тем же проводом и тех же размеров, что была у старой. Намотка производится также как у обмотки возбуждения генератора. При намотке должна сохраняться форма катушек (цилиндрическая, дисковая) и направление намотки. Условно принято считать, что, если смотреть на катушку с торца, то при направлении витков по часовой стрелке намотка считается правой, а против часовой – левой. Обмотки ВН всегда многослойны. Слои изолируются друг от друга. При большом числе слоев ( ˃ 15) в цилиндрических катушках делают охлаждающий канал, разделяющий обмотку на 2 самостоятельных цилиндра. Цилиндры и каркасы под обмотки изготавливаются только из изоляционных материалов.
После ремонта производится сборка трансформатора и его испытание. Он сначала испытывается на ХХ в течении 15…20 мин., затем под 50- процентной нагрузкой в течении 1 часа и после этого при полной нагрузке в течении 4 часов. Во время испытаний необходимо вести наблюдение за температурой, измерять напряжение и ток нагрузки.
Проверку коэффициента трансформации производят методом 2-х вольтметром: один подсоединяют к ОНН, другой - к ОВН.
Дата добавления: 2021-03-18; просмотров: 76; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!