Виды и периодичность ремонта трансформаторов

Виды и периодичность ремонта трансформаторов

Отечественные трансформаторы просты по конструкции и надежны в работе. Их удельная повреждаемость по сравнению с другими видами оборудования незначительна. Однако для устранения неполадок и предупреждения аварий трансформаторы периодически выводят в текущий и капитальный ремонт. Текущий ремонт. В объем текущего ремонта входят наружный осмотр, чистка, устранение выявленных повреждений. При этом проверяют состояние уплотнений кранов, систем охлаждения, работу маслоуказателя, действие газовой защиты, действие автоматических устройств системы охлаждения и пожаротушения. Из отстойника расширителя спускают влагу и осадки, выпадающие из масла. Кроме того, в ходе текущего ремонта проверяют степень увлажненности силикагеля в воздухоочистителе, адсорбционных и термосифонных фильтрах; заменяют силикагель, если в преобладающей массе зерна розового цвета; заменяют масло в масляном затворе воздухоосушителя; отбирают пробы масла из трансформатора и маслонаполненных вводов; проверяют работу устройств регулирования напряжения и осматривают систему азотной защиты. При текущем ремонте трансформаторов обычно измеряют сопротивление изоляции обмоток и определяют отношение R60/R15. Измерения выполняют при помощи мегомметра на напряжение 2500 В. Для измерения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции рекомендуется применять мегомметры типов Ф4102М/2, Ф4108/1,2, ЭС0202/2, которые имеют погрешность при измерении 15 и 10% соответственно. Текущий ремонт главных трансформаторов станций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд выполняется не реже одного раза в год, если указанные трансформаторы снабжены РПН, при отсутствии РПН — не реже одного раза в два года. При текущем ремонте трансформатора заменяют минимальное число узлов и деталей. Капитальный ремонт. При капитальном ремонте производят вскрытие трансформатора, тщательно проверяют и ремонтируют все его узлы и проводят испытания в полном объеме. В условиях эксплуатации капитальный ремонт крупных трансформаторов производят на месте установки с применением инвентарных сборных конструкций, в трансформаторных башнях, сооружаемых вблизи распределительных устройств, на ремонтных площадках машинного зала электростанций, имеющих подъездные пути от мест установки трансформаторов. Трансформаторы небольшой мощности ремонтируют в мастерских электрических цехов электростанций и электросетей, а крупные трансформаторы — на заводах энергосистем. Например, завод РЭТО Мосэнерго ежегодно ремонтирует 250 крупных высоковольтных трансформаторов (в цехе завода). Помещения для ремонта, а также временно сооружаемые укрытия должны надежно защищать трансформаторы от попадания пыли и атмосферных осадков. Выполнение такелажных работ требует от ремонтников особых знаний и навыков. Поэтому доставку трансформатора на ремонтную площадку, снятие вводов, подъем активной части и перемещение отдельных деталей и узлов поручают специалистам-такелажникам. Капитальный ремонт главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводят: первый раз — не позже чем через восемь лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем — по мере необходимости в зависимости от технического состояния трансформатора.

Дефектация трансформатора

В ходе осмотра активной части трансформатора, ее отдельных элементов и деталей измеряют магнитную систему, обмотки, изоляционные расстояния и т.д., составляя эскиз активной части трансформатора (рис. 1). Кроме того, заполняют карту обмеров, в которой фиксируют также результаты промежуточных испытаний в процессе ремонта отдельных узлов трансформатора. Во избежание ошибок при измерениях все замеры необходимо сопоставлять с общими размерами магнитной системы.
При дефектации в собранном виде в объем капитального ремонта входят полная или частичная замена обмоток и главной изоляции, ремонт магнитной системы с полной или частичной переизолировкой пластин, реконструкция или замена отдельных устройств, системы охлаждения, устройств переключения ответвления и т. п.
При капитальном ремонте приходится разбирать активную часть трансформатора. До ее разборки трансформатор демонтируют.
После расшихтовки верхнего ярма снимают обмотки и изоляцию. При необходимости переизолировки пластин магнитную систему разбирают. После разборки трансформатора производят дефектацию его частей, определяя, какие узлы и детали подлежат ремонту, а какие следует заменить на новые.
Каждому трансформатору, принятому в ремонт, присваивается ремонтный номер, в соответствии с которым при разборке маркируют все части, вновь устанавливаемые на трансформатор после ремонта. До разборки устанавливается комплектность трансформатора, а на все недостающие части составляют отдельный список, который прикладывают к ведомости осмотра и дефектации.
Для выявления течи масла осматривают бак, отмечая мелом места протечек. Затем определяют состояние вводов. К дефектации в собранном виде относятся и предварительные электрические испытания, необходимые для определения наличия повреждений и их характера: отбор пробы масла для испытания его электрической прочности и сокращенного химического анализа; измерение характеристик изоляции.
При разборке трансформатора каждый узел или деталь, демонтированные с него, дефектируют и определяют объем ремонтных работ, который необходимо вы полнеть для их последующей установки на трансформатор.
Рассмотрим последовательность работ и технологические операции с момента выемки активной части из бака (для трансформаторов II и III габаритов).

Эскиз активной части трансформатора

При осмотре активной части определяют состояние изоляции обмоток и отводов, качество прессовки обмоток, отсутствие деформаций и других повреждений обмоток. Бумажную изоляцию проверяют на отсутствие повреждений и определяют ее механическую прочность, условно разделяя на эластичную (1-й класс прочности, при сгибе вдвое не ломается), твердую (2-й класс прочности, при сгибе вдвое образуются трещины), хрупкую (3-й класс прочности, при сгибе вдвое изоляция ломается) и ветхую класс прочности, при сгибе до прямого угла изоляция ломается).
Определяют также состояние главной изоляции, отсутствие деформаций обмоток и смещения витков. В зависимости от конструкции и причин возникновения дефектов может быть рассмотрен вопрос о полном изменении конструкции обмоток и главной изоляции.
Осматривают и фиксируют в ведомости дефектов состояние отводов, переключателя ответвлений, контактов и паек, стяжных шпилек и их изоляции, проверяют исправность заземления магнитопровода, отсутствие короткозамкнутого контура в магнитной системе и выполнение условий, исключающих его образование. Если активная часть подлежит разборке, то перед демонтажем отводов выполняют эскиз их размещения и крепления планками.
По результатам дефектации активной части окончательно устанавливают объем ремонта трансформатора. При хорошем состоянии обмоток и магнитопровода активную часть ремонтируют в требуемом объеме. При необходимости (по состоянию изоляции) активная часть может подвергаться сушке.
Если объем ремонта требует полной дефектации, определяют размеры обмоток и их частей, отдельные изоляционные расстояния, размеры изоляционных цилиндров, число витков в отдельных катушках, конструкцию и состояние внутренних обмоток, а также конструкцию и состояние всей внутренней изоляции (от обмотки до стержня и между обмотками).
При дефектации важно правильно определить размеры провода и число витков в обмотках. При отсутствии технического паспорта на трансформатор число витков в o6moтке фазы можно определить при помощи контрольной обмотки, намотанной на изоляционный цилиндр из мягкого электрокартона поверх комплекта обмоток трансформатора. Для исключения ошибок при дефектации производятся расчетная проверка и сопоставление полученных данных.

Сроки хроматографического контроля и анализ дефектов

Хроматографический контроль должен осуществляться в следующие сроки:
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью менее 60 MB-А и блочные трансформаторы собственных нужд - через 6 мес. после включения и далее не реже 1 раза в 6 мес.;
- трансформаторы напряжением 110 кВ мощностью 60 MB-А и более, а также все трансформаторы 220…500 кВ в течение первых суток, через 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.;
- трансформаторы напряжением 750 кВ в течение первых суток, через 2 не д., 1, 3 и 6 мес. после включения и далее - не реже 1 раза в 6 мес.
Правильное определение периодичности контроля на ХАРГ на практике имеет важное значение. Был описан случай, когда после замены высоковольтного ввода в течение первых трех суток с бака трансформатора 110 кВ не была отобрана проба масла на хроматографический анализ. В результате не было своевременно обнаружено развитие частичных разрядов по нижней фарфоровой рубашке замененного ввода, вследствие чего произошло повреждение дорогостоящего оборудования.
Перечень обнаруживаемых с помощью хроматографического анализа дефектов и их хроматографические признаки приведены в табл.

№ п/п	Дефект	Основные хроматографические признаки дефекта
	Механические примеси	Образование углеродосодержащих частиц вследствие разрядов - ацетилен. Появление незавершенных искровых! разрядов - водород. Возможно отложение загрязнений по поверхностям и прорастание по ним разряда — водород и ацетилен
	Острые края деталей	Появление незавершенных искровых разрядов - водород. Накопление продуктов деструкции масла по поверхностям и прорастание по ним разряда - водород и ацетилен
	Нарушение контактных соединений	Появление искрового разряда в масле - водород и ацетилен. Отложение продуктов деструкции масла по поверхностям и прорастание но ним разряда - водород и ацетилен. Накопление продуктов деструкции масла - водород и ацетилен
	Ослабление контактных соединений верхней и; контактной шпильки	Термическая деструкция масла (осмоление) и метан, этан
	Локальные дефекты остова	Микроразряды в остове - ацетилен и водород

С помощью ХАРГ в высоковольтных герметичных вводах трансформаторов можно обнаружить нарушение контактных соединений (искрение), проявление острых краев деталей (микроразряды в масле), ослабление контактных соединений верхней контактной шпильки (термическая деструкция масла) и локальные дефекты остова (микроразряды в остове).
Основные газы, свидетельствующие о наличии дефектов: ацетилен (С2Н2) и сумма концентраций углеводородных газов: метан - СН4, этан - С2Н6, этилен С7Н4 и ацетилен С2Н2
Вводы подлежат отбраковке при достижении концентраций ацетилена - 0,0005% об и более, ибо при достижении суммы концентраций углеводородных газов:
вводы (110-220)кВ - 0,03 % об и более;
вводы (330-750)кВ и 0,015 % об и более.
В процессе эксплуатации герметичных вводов, имеющих удовлетворительные результаты измерений, рекомендуется следующая периодичность измерений растворенных газов в масле вводов:
вводы (110--220) кВ -1 раз в четыре года;
вводы (330--750) кВ - 1 раз в два года.
Для всех вновь вводимых в работу высоковольтных герметичных вводов - через два года после начала их эксплуатации.

Дата добавления: 2015-08-28