Техническое обслуживание, монтаж трансформаторов

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.

 

 

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:

а) равенство  коэффициентов трансформации;

б) совпадение групп соединения;

в) равенство  напряжений короткого замыкания;

г) отношение  мощностей трансформаторов, не превышающее 3;

д) совпадение фаз соединяемых цепей (фазировка).

Проверку приведенных рекомендаций производят по заводским данным трансформаторов, включаемых на параллельную работу. Если проверка подтверждает наличие указанных условий, то приступают к фазировке трансформаторов, после чего их можно включать на параллельную работу.

Фазировка трансформаторов производится перед  их включением в эксплуатацию после  монтажа или капитального ремонта  со сменой обмоток. Перед тем как  включить трансформатор после капитального или текущего ремонта, проверяют  результаты предписанных испытаний и измерений. Релейную защиту трансформатора устанавливают на отключение. После этого тщательно осматривают трансформаторную установку. При осмотре установки обращают внимание на состояние системы управления и сигнализации, а также на положение коммутационной аппаратуры. Проверяют, не оставлены ли где-либо переносные закоротки и заземления. Опробуют действия привода выключателя путем однократного включения и отключения, без чего приступать к оперированию разъединителями не разрешается.

Пробное включение трансформатора в сеть производят толчком на полное напряжение. Такое включение опасности для трансформатора не представляет, так как при наличии в нем повреждений он под действием защиты своевременно отключится от сети.

Методы  испытаний силовых трансформаторов

Измерения и испытания масляных силовых  трансформаторов, автотрансформаторов, масляных реакторов и заземляющих  дугогасящих реакторов (в дальнейшем, трансформаторов) в процессе подготовки и монтажа, проведении приемо-сдаточных  испытаний производятся в соответствии с требованиями гл.1.8 ПУЭ, РТМ 16.800.723-80, ОАХ.458.000-73 и гл. 6 "Нормы испытания электрооборудования".

Измерения и испытания трансформаторов, находящихся  в эксплуатации, производится в соответствии с требованиями "Нормы испытания  электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей" (приложение 1 ПЭЭП). Измерения и испытания проводятся при капитальном ("К") и текущем ("Т") ремонтах, а также в межремонтный ("М") период (профилактические испытания, не связанные с выводом электрооборудования в ремонт).

В зависимости  от характеристик и условий транспортировки  все трансформаторы подразделяются на следующие группы:

1-я  группа. Трансформаторы мощностью  до 1000 кВ А напряжением до 35 кВ  включительно, транспортируемые с  маслом и расширителем;

2-я  группа. Трансформаторы мощностью  от 1600 до 6300 кВ•А включительно на  напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и  расширителем;

3-я  группа. Трансформаторы мощностью  10000 кВ•А и выше, транспортируемые  с маслом без расширителя;

4-я группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые полностью залитыми маслом;

5-я  группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые без масла с  автоматической подпиткой азотом;

6-я  группа. Трансформаторы 110 кВ и выше, транспортируемые частично залитыми маслом без расширителя.

По  характеристикам и геометрическим размерам все трансформаторы подразделяются на следующие габариты:

I габарит.  Трансформаторы до 35 кВ включительно  мощностью 5-100 кВ•А;

II габарит.  Трансформаторы до 35 кВ включительно  мощностью 135 - 500 кВ•А;

Ш габарит. Трансформаторы до 35 кВ включительно мощностью 750 - 5600 кВ•А;

IV габарит.  Трансформаторы до 35 кВ включительно  мощностью 7500 кВ•А и более  и трансформаторы напряжением  от 35 до 121 кВ любой мощности;

V габарит.  Трансформаторы напряжением от 121 до 330 кВ любой мощности;

VI габарит.  Трансформаторы напряжением 500 и  750 кВ любой мощности.

Возможные неисправности и способы устранения

Аварии, связанные с пожаром трансформаторов. При грозовом разряде и перекрытии ввода трансформатора может возникнуть пожар трансформатора. Масло, вытекающее под давлением, загорается.

При возникновении  пожара трансформатора необходимо снять  с него напряжение (если он не отключился от действия защиты), вызвать пожарную команду, известить руководство предприятия и приступить к тушению пожара. При тушении пожара следует принять меры для предотвращения распространения огня, исходя из создавшихся условий. При фонтанировании масла из вводов и поврежденных уплотнений необходимо для уменьшения давления масла спустить часть масла в дренажные устройства. При невозможности ликвидировать пожар основное внимание должно уделяться защите от огня расположенных рядом трансформаторов и другого неповрежденного оборудования.