Ремонт трансформатора ТДЦ – 630МВА

Первый капитальный ремонт главных трансформаторов электростанции и подстанции, основных трансформаторов собственных нужд электростанции проводят первый раз не позже чем через 8 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от состояния трансформатора.

Статьи по теме
Искать по теме

Трансформаторы

Трансформаторы являются одним из основных видов электрооборудования, через них передается практически вся электроэнергия, вырабатываемая электрическими станциями, без них не может обойтись не одна современная электротехническая установка. Поэтому им принадлежит ведущая роль в бесперебойном электроснабжении потребителей электроэнергии.

Отечественный трансформаторостроительные заводы непрерывно увеличивают выпуск все более совершенных и мощных силовых трансформаторов. Например, наибольшая мощность трехфазного трансформатора в настоящее время достигла 1000 МВ*А. Отечественные трансформаторы отличаются высокой надежностью в эксплуатации, однако с увеличением количества действующих трансформаторов растет их ремонтный парк. Кроме того, приходится ремонтировать и реконструировать трансформаторы более ранних выпусков, параметры которых не соответствуют возросшим требованиям и не обеспечивают достаточную надежность.

Силовые трансформаторы большой мощности часто приходится ремонтировать непосредственно на местах установки, поэтому к ремонтному персоналу предъявляют особое требования. Для своевременного и высококачественного ремонта трансформаторов нужны квалифицированные рабочие, в совершенстве владеющим мастерством

При работе трансформатора выделяются значительные тепловые потери: в магнитопроводе, связанные с перемагничивание и вихревыми токами в стали; добавочные потери в деталях конструкции из-за вихревых токов, наведенных потоками рассеяния. Тепло, выделяющееся в проводниках обмоток и магнитопроводе, передается наружным поверхностям за счет теплопроводимости. Передача тепла от наружных поверхностей к маслу происходит путем конвекции. Масло, нагреваясь теплом, выделившимся в обмотках и магнитопроводе, поднимается вверх, под крышку трансформатора, где оно имеет наиболее высокую температуру, Вслед поднимающемуся маслу снизу идет масло, охлажденное у стенок бака трансформатора и в радиаторах. Горячее масло сверху замыкает циркуляцию, опускаясь вниз и постепенно охлаждаясь, отдавая тепло наружным поверхностям, которые в свою очередь отдают тепло охлаждающему воздуху.

При включении трансформатора без охлаждения или при отключении устройства охлаждения происходят быстрое повышение температуры верхних слоев масла и нагрев отдельных деталей трансформатора, который за короткое время может достигнуть недопустимых пределов и привести к аварии. Поэтому схема управления охлаждающими устройствами типа Ц и ДЦ должна обеспечивать автоматическое включение устройств охлаждения одновременно с включением трансформатора в сеть, а также включение первой группы охладителей при достижении 75 % номинальной нагрузки и второй – при нагрузке выше 75 %.

Для своевременного принятия мер по исправлению повреждений в системе принудительного охлаждения трансформаторы должны быть оборудованы сигнализацией о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды, останове вентиляторов дутья, включении резервного источника питания, включении резервного охладителя, без чего эксплуатация трансформаторов не допускается.

Справочные данные трансформатора ТДЦ-630 МВА

Трансформатор типа ТДЦ-630000/500-У1 масляный силовой трехфазный двухобмоточный с принудительной циркуляцией воздуха и масла, с направленным потоком масла предназначен для работы в блоках электростанции.

Остов трансформатора сформирован из трехстержневой шихтованной магнитной системы с разветвлёнными ярмами. Стяжка стержней и вертикальных ярм выполняется бандажами из стеклоленты, горизонтальных ярм металлическими полубандажами. Все полубандажи изолированы от ярмовых блок. На верхних ярмовых балках по осям стержней и вертикальных ярм расположены 8 кронштейнов, необходимых для подъема активной части. Для снижения добавочных потерь и температуры перегрева в элементах металлоконструкции трансформатора на нижних ярмовых балках остова, прессующих кольцах и стенках бака предусмотрена установка магнитных шунтов специальной конструкции. Обмотка ВН и НН концентрически расположены на 3 стержнях остова. Обмотка ВН непрерывного типа имеет вывод в середине, т.е. состоит из 2 параллельных ветвей, расположенных одна над другой. Каждая ветвь обмотки содержит 2 параллели. Обмотка НН – спиральная, 4-х ходовая, намотано в 2 слоя, котрые соединены последовательно.

Осевая прессовка обмоток производится с помощью прессуших колец и винтов. Главная изоляция обмоток маслобарьерного типа. Отводы НН выполнены собственным обмоточным проводом и медными шинами. Бак трансформатора прямоугольный колокольного типа с разъемом на уровне нижнего ярма. Трансформатор имеет маслянное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией воздуха и масла ( вид охлаждения ДЦ). Для охлаждения применяется восемь охлаждающих устройств с маслоохладителями. Для автоматического управления и контроля работы системы охлаждения предусмотрены шкафы автоматического управления. Для компенсации температурных изменений объема масла в баке трансформатора служит расширитель со стрелочным маслоуказателем и пленочной защитой масла от увлажнения и окисления воздухом. Для установки трансформатора на фундаменте и его перекатки в пределах станции ко дну бака крепятся 12 поворотных кареток.

ТДЦ-630000/500-У1:

Т – трансформатор трехфазный;

ДЦ- принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла;(Д – маслянный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха; Ц – принудительной циркуляцией воды и масла и ненаправленным потоком масла);

630000 – номинальная мощность, кВ•А;

500 – класс напряжения обмотки ВН, кВ;

У1 – климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69.

Технические характеристки ТДЦ – 630000/500


Тип

SНОМ, МВА

UНОМ,  кВ

Потери, кВт

UК, %

iХ,
%

С обмоток, пФ

Размеры, м

Масса, т

ВН

НН

РХ

РК

ВН

НН

l

b

h

полная

Транспорт-ная

Акт. Части

Бака верх. части

масла

полная

Транс-портная

ТДЦ-630000/500

630

525

15,75
20
24

500

1300

14

0,35

16400

31500

13,75

6,35

10,3

484

400

350

30

75,3

-

Устройство и принцип действия трансформатора.

Трансформатор представляет собой устройство, которое преобразовывает напряжение переменного тока (повышает или понижает). Состоит трансформатор из нескольких обмоток (двух или более), которые намотаны на общий ферромагнитный сердечник.

Основное назначение трансформаторов – изменять напряжение переменного тока. Трансформаторы применяются также для преобразования числа фаз и частоты. Наибольшее распространение имеют силовые трансформаторы напряжения, которые выпускаются электротехнической промышленностью на мощности свыше миллиона киловольт-ампер и на напряжения до 1150 – 1500 кВ.

Для передачи и распределения электрической энергии необходимо повысить напряжение турбогенераторов и гидрогенераторов, установленных на электростанциях, с 16 – 24 кВ до напряжений 110, 150, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ, используемых в линиях передачи, а затем снова понизить до 35; 10; 6; 3; 0,66; 0,38 и 0,22 кВ, чтобы использовать энергию в промышленности, сельском хозяйстве и быту.

Так как в энергетических системах имеет место многократная трансформация, мощность трансформаторов в 7 – 10 раз превышает установленную мощность генераторов на электростанциях.

Силовые трансформаторы в выпускаются в основном на частоту 50 Гц.

Система мониторинга технического состояния трансформатора "TDM"

Задачу повышения надежности энергообеспечения потребителей можно решить только за счет повышения эксплуатационных параметров элементов единой технологической цепи, предназначенной для передачи электроэнергии, в т.ч. высоковольтных силовых трансформаторов. Как для вновь вводимых в работу трансформаторов, так и для уже эксплуатируемых, это может быть сделано за счет использования систем непрерывного мониторинга и диагностики.

Комплексная система мониторинга марки "TDM" (Transf-rmer Diagn-stics M-nit-r), разработанная фирмой "DIMRUS", предназначена для оперативного контроля технического состояния силовых трансформаторов. Она включает в себя набор технических и и программных средств, предназначенных для проведения диагностики и оценки состояния силовых трансформаторов.

Организация мониторинга силовых трансформаторов при помощи системы "TDM"

Модули "TDM" – это реальная возможность создания систем мониторинга и диагностики с необходимыми свойствами, максимально соответствующим условиям эксплуатации каждого конкретного силового трансформатора. Это позволяет минимизировать экономические затраты на организацию диагностического мониторинга с заданными функциями.

Создание системы мониторинга трансформатора с заданными диагностическими свойствами в "TDM" реализуется включением в поставку соответствующих функциональных модулей. Особенностью "TDM" является возможность включения в одну систему не только различных модулей, но и нескольких модулей одного типа, что удобно при создании больших систем мониторинга.

Кроме модулей системы "TDM" в состав комплексной системы мониторинга могут быть включены различные приборы контроля параметров масла и растворенных газов и других дополнительных диагностических параметров. Достоинством системы "TDM" является то, что данные со всех диагностических приборов учитываются при формировании комплексного диагностического заключения о техническом состоянии различных подсистем силового трансформатора.

В зависимости от требуемой для контролируемого трансформатора конфигурации системы мониторинга "TDM" источниками первичной информации будут являться от 10 и до 80 первичных датчиков различного типа, монтируемых на трансформаторе.

Математические средства мониторинга и диагностики – программное обеспечение "iNVA"

Информация от датчиков первичной информации, смонтированных на трансформаторе, регистрируется, обрабатывается и хранится в соответствующих функциональных диагностических модулях. В каждом модуле системы реализована специализированная экспертная система, результатом работы которой является диагностическое заключение о текущем техническом состоянии контролируемой подсистемы трансформатора.

Информация от всех диагностических модулей системы "TDM" – первичная и уже обработанная – передается по каналам связи в АРМ системы мониторинга, основу которого составляет специализированное программное обеспечение "iNVA". При помощи этого ПО производится обработка, отображение и архивирование информации о состоянии трансформатора. При необходимости вся информация или ее наиболее значимая часть может передаваться в системы АСУ-ТП любого более высокого уровня.

inva

Для получения диагностических заключений о состоянии контролируемого трансформатора в ПО "iNVA" используются специальные диагностические алгоритмы, оценивающие техническое состояние как отдельных локальных подсистем, так и всего трансформатора.

Итоговая диагностическая информация системы формируется на уровне ПО "iNVA" и является многоуровневой. Она включает в себя сведения о выявленных дефектах и прогнозных сроков развития этих дефектов. Это стало возможным благодаря использованию в экспертной программе "iNVA" уникальных адаптивных математических моделей дефектных состояний, параметры которых уточняются по мере набора информации.

Для формирования комплексных диагностических заключений в экспертной программе используются сложные диагностические модели, в которых характерные параметры используются от нескольких диагностических моделей отдельных подсистем трансформатора.

На формирование комплексных диагностических заключений оказывают влияние дополнительные встроенные модели – определения наиболее нагретой точки обмотки, оценки эффективности работы системы охлаждения, комплексного влагосодержания в масле и в твердой изоляции и т. д.

Диагностические заключения по несвязанным подсистемам контролируемого трансформатора ранжируются по интенсивности развития выявленных дефектов, по степени их опасности для эксплуатации оборудования. Такие дефекты приводятся в виде простого списка.

Вся необходимая информация о работе трансформатора, как первичная, так и специально обработанная, отображается на экране компьютера АРМ в цифровом значении и в виде стандартных светофоров состояния – "зеленый", "желтый", "красный", предназначенных для оперативного персонала. Специальный диагностический персонал может проводить углубленную многофакторную обработку трендов и диагностических заключений.

Все используемые в "TDM" системы мониторинга и диагностики состояния трансформатора реализованы в виде отдельных модулей, связанных общей информационной шиной. Каждый модуль является законченным техническим устройством, реализующим поставленную диагностическую задачу.

Технически система "TDM" включает в себя 14 типов функциональных модулей

TDM

Модуль PS – универсальный источник питания, предназначенный для питания модулей и датчиков.

Модуль M0 – главный модуль мониторинга. Управление модулями, интегрирование информации, архивирование, связь с системой АСУ-ТП. Информация от отдельных диагностических модулей системы мониторинга интегрируется в "нулевом" модуле, который сам является системой мониторинга минимального уровня и может регистрировать до 20 сигналов от первичных датчиков. В этом модуле локальная информация от модулей обобщается и передается в систему АСУ-ТП в виде диагностического заключения о техническом состоянии контролируемого трансформатора.

Модуль M1 – модуль контроля температуры трансформатора. Диагностика состояния маслонасосов и вентиляторов системы охлаждения. С системой может поставляться и независимый блок управления и диагностики системы охлаждения трансформатора.

Модуль M2 – модуль регистратора аварийных и переходных режимов. Регистрация режимов работы средств РЗА.

Модуль M3 – контроль и диагностики состояния изоляции вводов трансформатора как с БМ изоляцией, так и с твердой RIP изоляцией.

Модуль M4 – регистрация и анализ частичных разрядов в изоляции обмоток и вводов трансформатора.

Модуль 3F – контроль частичных разрядов внутри бака трансформатора в СВЧ диапазоне частот, контроль деформации обмоток.

Модуль M5 – LTC-M-nit-r – модуль контроля технического состояния и диагностики дефектов в РПН силового трансформатора.

Модуль M6 – акустическая локация дефектов в изоляции внутри бака трансформатора.

Модуль M7 – измерение вибрации бака, анализа вибрационных параметров маслонасосов.

Модуль M8 – контроль состояния ограничителей перенапряжения.

Модуль M9 – модуль расширения внешних интерфейсов системы "TDM".

Модуль M3.1 – модуль дополнительных разъемов для подключения переносных приборов измерения частичных разрядов в изоляции трансформатора.

Модуль БИТТ – комплект изолирующих трансформаторов тока 0,1 / 0,1А для гальванической развязки цепей контроля вводов.

Конструктивное исполнение системы "TDM"

конструкция TDM

Все модули системы "TDM" рассчитаны на работу в промышленном диапазоне температур от -40°С, что позволяет без подогрева монтировать оборудование непосредственно рядом с контролируемым трансформатором.

Система "TDM" поставляется в защитном шкафу, в котором монтируются все необходимые модули и устройства. При необходимости в шкафу может быть смонтирована дополнительная система подогрева.

Для передачи информации в локальную вычислительную сеть АСУ-ТП более высокого уровня, в системе "TDM" используются оптический кабель или витая "медная" пара.

В зависимости от технического задания предусмотрено использование для целей передачи информации в АСУ-ТП интерфейса RS-485 или радиоканала.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg δ трансформаторного масла

Трансформаторное масло – это очищенная фракция нефти, получаемая при перегонке, кипящая притемпературе от 300оС до 400оС. В зависимости от происхождения нефти обладают различными свойствами и эти отличительные свойства исходного сырья отражаются на свойствах масла.

Общие требования и свойства

Электроизоляционные свойства масел определяются в основном тангенсом угла диэлектрических потерь. Диэлектрическая прочность трансформаторных масел)

в основном определяется наличием волокон и воды, поэтому механические примеси и вода в маслах должны полностью отсутствовать. Низкая температура застывания масел (-45оС и ниже) необходимо для сохранения их подвижности в условиях низких температур. Для обеспечения эффективного отвода тепла трансформаторные масла должны обладать наименьшей вязкостью при температуре вспышки не ниже 95, 125, 165 и 150оС для разных марок.

Наиболее важное свойство трансформаторных масел – стабильность против окисления т.е. способность масла сохранять параметры при длительной работе. В действии присадки тем эффективнее, чем длительный индукционный период окисления масла и эта эффективность зависит от углеводородного состава масла и наличия примесей не углеводородных соединений, промотирующих окисление масла (азотистых оснований, нафтеновых кислот, кислородосодержащих продуктов окислениям).

Основные физико-химические свойства масла.

Из основных характеристик масла отметим, что оно горючее, биоразлагаемое, практически не токсичное, не нарушающее озоновый слой.

Плотность масла обычно находится в диапазоне (0,84-0,89)x103 кг/м3.

Вязкость является одним из важнейших свойств масла. С позиций высокой электрической прочности желательно иметь масло более высокой вязкости. Для того, чтобы хорошо выполнять свои дополнительные функции в трансформаторах (как охлаждающая среда) масло должно обладать невысокой вязкостью, в противном случае трансформаторы не будут надлежащим образом охлаждаться.

Поэтому выбирают компромиссное значение вязкости для различных масел. Кинематическая вязкость для большинства масел при температуре 20оС составляет 28-30х10-6 м2/c.

Характеристики трансформаторных масел

Масла

Масла

Согласно действующему РД 34.45-51.300-97 " Объём и нормы испытаний электрооборудования" концентрация воздуха в масле, заливаемого в трансформаторы не должна превышать 0,5% (при определении методом газовой хроматографии), а содержание воды 0,001% (масл.доля).

Применяемые марки трансформаторного масла отличаются химическим составом и эксплуатационными свойствами и имеют различные области применения. В новые масляные трансформаторы следует заливать только свежее трансформаторное масло, не бывшее в эксплуатации. Каждая партия трансформаторного масла, применяемая для заливки и доливки трансформаторов, должна иметь сертификат завода-поставщика масла.

Свежее трансформаторное масло, поступающее с нефтеперерабатывающих предприятий, перед заливкой в силовые трансформаторы следует очистить от имеющихся механических примесей, влаги и газов.

Марки трансформаторных масел

ТСп;

ТАп;

T-750;

T-1500y (ТУ 38.401-58-107-97) производитель Уфа Башнефть;

ГЛ (ТУ 38.1011025-85) производитель – АНХК Роснефть;

ВГ (ТУ 38.401978-98) производитель Волгоград Лукойл;

Необходимость контроля за изменением состава масла в процессе эксплуатации трансформаторов ставит вопрос о выборе такого аналитического метода, который смог бы обеспечить надежное качественное и количественное определение содержащихся в трансформаторном масле соединений.

Хроматографический анализ растворённых в масле газов

В наибольшей степени контроля за изменением состава масла отвечает хроматография, представляющая собой комплексный метод, объединивший стадию разделения сложных смесей на отдельные компоненты и стадию их количественного определения. По результатам этих анализов проводится оценка состояния маслонаполненного оборудования.

Хроматографический анализ газов, растворенных в масле, позволяет выявить дефекты трансформатора на ранней стадии их развития, предполагаемый характер дефекта и степень имеющегося повреждения. Состояние трансформатора оценивается сопоставлением полученных при анализе количественных данных с граничными значениями концентрации газов и по скорости роста концентрации газов в масле. Этот анализ для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше должен осуществляться не реже 1 раза в 6 месяцев.

Хроматографический анализ растворенных в масле газов (АРГ) производится в соответствии с методикой "Методические указания по подготовке и проведению хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов" (РД 34.46.303-98), обеспечивающей:

Определение концентраций следующих газов, растворенных в масле:

водород Н2,

ацетилен С2Н2,

этан С2Н6,

метан СН4,

этилен С2Н4,

окись СО

двуокись СО2 углерода.

Водород характеризует дефекты электрического характера (частичные, искровые и дуговые разряды в масле); ацетилен – перегрев активных элементов; этан – термический нагрев масла и твердой изоляции обмоток в диапазоне температур до 300°С; этилен – высокотемпературный нагрев масла и твердой изоляции обмоток выше 300°С; окись и двуокись углерода – перегрев и разряды в твердой изоляции обмоток.

Таблица 1 – Предел обнаружения определяемых в масле газов

Название газа

Предел его обнаружения, %об.

1

2

Водород

0,0005

Метан, этилен, этан

0,0001

Ацетилен

0,0005

Оксид и диоксид углерода

0,002

Таблица 2 – Погрешность измерения газов в масле

Область измеряемых концентраций, %об.

Суммарная погрешность измерения, %отн.

<0,001

>50

0,001-0,005

≤50

0,005-0,05

≤20

>0,05

≤10

Кроме как метода ХАРГ для обнаружения дефектов и повреждений также еще используется тепловизионный контроль трансформатора

Тепловизионный контроль трансформатора

Такая диагностика электрооборудования информативна, экономична и удобна. Применение тепловизионных обследований позволяет перейти к системе поддержания эксплуатационной готовности оборудования путем организации мониторинга технического состояния электрооборудования и проведения ремонта по результатам этого мониторинга. Суть теплового (тепловизионного) метода диагностики заключается в дистанционной регистрации температурного поля на поверхности контролируемого оборудования измерительной аппаратурой, построении и анализе термограмм с использованием ПЭВМ для обнаружения и классификации дефектов и принятия решения по дальнейшей эксплуатации оборудования. Наличие дефекта при такой диагностике характеризуется аномальным изменением (как правило, повышением) температуры в дефектной зоне по сравнению с качественными областями. В качестве средства измерения поверхностной температуры предусматривается использование тепловизора или ИК-сканера, регистрирующего ИК-излучение вдоль линии сканирования, положение которой контролируется на мониторе по видимому изображению объекта.

Преимуществами тепловизионной диагностики электрооборудования по сравнению с другими методами неразрушающего контроля являются:

– обследование объектов в процессе эксплуатации без снятия напряжения;

- возможность классификации дефектов по степени их опасности;

– возможность объективного документирования обнаруженных дефектов.

Основными техническими требованиями к параметрам этих средств являются:

– спектральный диапазон – 2,5-5,0 или 8,0-14,0 мкм;

– погрешность измерения температуры – ± 2,00°С;

– чувствительность – 0,20°С;

-диапазон измеряемых температур – -20°С +150°С;

- формат изображения – не менее 320x240 элементов для тепловизоров и не менее 100 элементов для сканеров; – количество сохраняемых изображений – не менее 30;

– температурные условия работы – -15°С +50°С

Тепловизионный контроль силовых трансформаторов является методом диагностики, обеспечивающим наряду с традиционными методами (измерение изоляционных характеристик, тока холостого хода, хроматографического анализа состава газов в масле и других) получение дополнительной информации о состоянии объекта.

При проведении ИК-диагностики силовых трансформаторов можно выявить следующие неисправности:

– возникновение магнитных полей рассеивания в трансформаторе за счет нарушения изоляции отдельных элементов магнитопровода (консоли, шпильки и т.п.);

– нарушение в работе охлаждающих систем (маслонасов, фильтров, вентиляторов и т.п.);

– изменение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, конструктивных просчетов, разбухания у трансформаторов и смещение изоляции обмоток (особенно у трансформаторов с большим сроком службы);

– нагревы внутренних контактных соединений обмоток НН с выводами трансформатора;

При оценке внутреннего состояния трансформатора тепловизором осуществляется измерение значения температур на поверхности его бака. Поэтому необходимо считаться с характером теплопередачи магнитопровода и обмоток. Кроме того источниками тепла являются:

– массивные металлические части трансформатора, в том числе бак, прессующие кольца, шпильки и т.п., в которых тепло выделяется за счет добавочных потерь от вихревых токов, наводимых полями рассеивания;

– токоведущие части вводов, где тепло выделяется за счет потерь токоведущей части и в переходном сопротивлении соединителя отвода обмотки;

Отвод тепловых потерь от магнитопровода и обмоток к маслу и от масла к системе охлаждения осуществляется путем конвекции. Зоны интенсивного движения масла имеются только у поверхностного бака трансформатора, где происходит теплообмен. Остальное масло в баке трансформатора находится в относительном покое и приходит в движение при изменении нагрузки или температуры окружающего воздуха.

В соответствии с п.5.3.13 ПТЭ температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке должна быть не выше:

– охлаждение ДЦ – 75°С;

В трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц разность между максимальной и минимальной температурами по высоте составляет -4-8° С.

В данном трансформаторе температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке составляла 95оС. В соответствии с п.5.3.13 ПТЭ данная температура масла превысило установленное значение на 25оС, в соответствии с полученными данными после проведения диагностик и испытаний, было принято решение провести капитальный ремонт трансформатора без разборки активной части.

Подготовка трансформатора к ремонту

Подготовка к ремонту трансформатора должна включать проверку комплектности технической документации, подготовку ремонтной площадки, проверку работоспособности технологического оборудования, оснастки и инструмента, а также наличия необходимых материалов. Кроме того, составляют ведомость объема работ, содержащую перечень и объем ремонтных работ и являющуюся исходным документом для определения трудозатрат, срока ремонта, необходимых материалов и т. д.

В комплект технической документации на капитальный ремонт трансформатора должны входить:

– техническая документация завода-изготовителя;

– сетевой график;

– перечень технологического оборудования, оснастки и инструмента;

– перечень материалов необходимых для ремонта.

Ремонтная площадка должна обеспечивать защиту активной части и вводов от пыли и влаги, а также размещение и связь между технологическими участками в соответствии со схемой, приведенной на

рис. 2.

Ремонтная площадка должна иметь:

– железнодорожный ввод не менее 20 м с якорем для закрепления полиспаста;

– электросборку для одновременного подключения схемы сушки трансформатора, сварочного и паячного оборудования, другого электроинструмента;

– подводку сжатого воздуха на 0,5-0,б МПа (5-6 кг/см2 );

– маслопровод, идущий от маслохозяйства;

– эффективную вентиляционную систему;

– необходимые средства пожаротушения, плакаты.

Перед началом ремонта должно быть проверено оборудование на работоспособность и наличие материалов по соответствующим ведомостям оборудования и материалов технологического процесса.

При определении номенклатуры и количества материалов для проведения капитального ремонта конкретного трансформатора необходимо пользоваться "Нормами расхода материалов для ремонта" НК 34-38-103-88

Номенклатуру и количество технологического оборудования следует определять по технологическому процессу на ремонт трансформатора.

Схема связей между технологическими участками при капитальном ремонте

Рис. 2. Схема связей между технологическими участками при капитальном ремонте:

1 – место установки трансформатора (демонтаж и монтаж); 2 – участок ремонта активной части; 3 – участок изготовления мелких деталей и узлов; 4 – участок ремонта системы охлаждения; 5 – участок ремонта арматуры и мелких узлов; 6 – участок ремонта и испытания вводов; 7 – участок ремонта бака и крышки; 8 – участок ремонта расширителя и выхлопной трубы; 9 – участок ремонта и испытания приборов защиты и контроля


Объем работ, выполняемых при капитальном ремонте трансформатора

Капитальный ремонт трансформатора без разборки его активной части включает в себя следующие стадии работ:

– разборку вспомогательного оборудования;

– подъем съемной части колокола;

– осмотр и ремонт активной части и вспомогательного оборудования;

– контрольную подсушку или сушку изоляции активной части;

– ремонт системы охлаждения

– испытания после ремонта.

Сначала трансформатор очищают от грязи, а затем внимательно осматривают его снаружи с целью выявления внешних неисправностей: трещин в армировочных швах, сколов фарфора вводов, нарушений сварных швов и протекания масла из фланцевых соединений, механических повреждений циркуляционных труб, расширителя и других деталей. Обнаруженные неисправности записывают в дефектировочные карты.

Разборка вспомогательного оборудования. Перед разборкой трансформатор осматривают снаружи, выясняют, какие неисправности наблюдались в работе, проверяют работу систем охлаждения и устройств переключения ответвлений обмоток; осматривают арматуру, сварные швы, армировку изоляторов, уплотнения и составляют опись внешних дефектов. Затем измеряют изоляционные характеристики, проводят сокращенный анализ и измерение тангенс дельта масла из бака. Потом сливают масло из бака с подсосом воздуха через осушитель.

После выполнения указанных работ демонтируют приборы контроля, устройства защиты, автоматики и управления системой охлаждения. Снятые приборы сдают в лабораторию на проверку.

Далее снимают расширитель, термосифонный фильтр и охладители. Отсоединяют и снимают с помощью специальных траверс маслонаполненные вводы СН, ВН и вводы НН. Перед снятием вводы НН отсоединяют от гибких отводов через люки.

Подъем съемной части. Пред подъемом съемной части равномерно ослабляют и снимают болты по всему периметру разъема бака. Освобождают распорные болты между баком и активной частью. Выполняют строповку колокола, приподнимают их с помощью лебедки или крана и устанавливают на ремонтной площадке.

Осмотр и ремонт активной части. При ремонте проверяется состояние изоляции обмоток, прессующих деталей обмоток отводов, и болтовых соединений, изоляционных цилиндров, барьеров и перегородок; магнитоапровда и его заземления, изоляции стяжных шпилек, прессующих колец ярмовых балок и бандажей; переключателя ответвлений обмоток.

Для осмотра обмоток и магнитопровода трансформатора необходимо прежде всего демонтировать изоляционные перегородки и другие элементы его главной изоляции. При снятии перегородок следует проверить, не касаются ли они обмоток и отводов, а также нет ли следов электрических разрядов между ними. Главную изоляцию проверяют внешним осмотром и считают ее пригодной для дальнейшей эксплуатации, если электрокартон не хрупок и при сгибании вдвое не ломается. Бакелитовые цилиндры осматривают и проверяют, нет ли на их поверхности трещин, следов разряда, не расслаиваются ли они

При осмотре изоляции обмоток проверяют, не имеет ли она повреждений, разбуханий, и определяют ее механическую прочность. При обнаружении преждевременного старения изоляции (хрупкость, потеря эластичности) выясняют причины этого явления и принимают меры к их устранению. При осмотре прессующих деталей (брусьев, шайб, колец) проверяют их состояние и достаточность прессовки обмоток. Важно установить отсутствие деформации и смещения обмоток, что может быть результатом слабой прессовки. При необходимости обмотки подрисовывают с помощью изоляционных брусьев и клиньев.

При осмотре отводов проверяют состояние их изоляции, паек и контактов, а также крепящих отводы изоляционных деталей. Разъемные контакты отводов разбирают и зачищают. Паяные контакты, имеющие дефекты, переделывают заново. Нарушенную изоляцию контактов заменяют новой.

Магнитопровод осматривают во всех доступных для осмотра местах. При этом проверяют плотность сборки пакетов стали, отсутствие следов нагрева, целость заземления и соединений прессующих колец и ярмовых балок с магнитопроводом. Степень прессовки стали магнитопровода проверяют специальным ключом путем приложения к гайкам прессующих шпилек нормированных усилий.

Состояние изоляции листов стали проверяют измерением сопротивления постоянному току лаковой пленки пакетов стали и всего магнитопровода.

Сопротивление изоляции стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок проверяют мегаомметром на 1000– 2500 В. Сопротивление изоляции при этом не нормируется, устанавливается лишь отсутствие замыканий.

Проверяют состояние охлаждающих масляных каналов в магнитопроводе и обмотках. Минимальная высота каждого масляного канала в обмотках должна быть не менее 4 мм. В каналах не должно быть отложений шлама, препятствующих циркуляции масла.

После тщательного осмотра, проверки и устранения всех выявленных дефектов и повреждений активная часть трансформатора промывается струей сухого горячего (60 °С) масла той же марки, которым трансформатор был заполнен до ремонта.

Осмотр и ремонт отдельных узлов и вспомогательного оборудования. К осмотру и ремонту бака и его арматуры приступают непосредственно поднятия колокола или выемки из бака активной части. Наружную поверхность бака и крышки очищают от грязи, устраняют места течи масла, заменяют уплотнения, восстанавливают поврежденную окраску поверхности бака.

Термосифонные и адсорбционные фильтры проверяют на отсутствие течи масла (при необходимости ремонтируют), очищают и заполняют свежим высушенным адсорбентом. Воздухоосушитель также очищают, проверяют исправность масляного затвора, заменяют основной и индикаторный силикагель.

Циркуляционные насосы, вентиляторы и их электродвигатели полностью разбирают, осматривают и заменяют износившиеся детали (подшипники, рабочие колеса и пр.). У электродвигателей проверяют состояние обмоток, паек, креплений. Мегаомметром на 500 В измеряют значение сопротивления изоляции (допустимое значение не менее 0,5 МОм). Вентиляторы дутья вместе с электродвигателями балансируют (значение вибрации должно быть не более 60 мкм)

Маслонаполненные и фарфоровые вводы очищают и осматривают для выявления трещин в фарфоре, проверки креплений, контактов, надежности уплотнений. В маслонаполненных вводах заменяют масло. Ремонтные работы, связанные с разборкой вводов, проводят в специализированных мастерских.


Основные технические и организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ.

Ответственные за безопасное ведение работ

Ввиду их особой опасности любые работы в электроустановках проводят только после выполнения определенных организационных мероприятий, а после их исполнения – также и технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работ. Все эти мероприятия строго регламентированы Правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок и должны выполняться лицами, ответственными за безопасное производство работ в электроустановках. Перечень этих лиц, условия, при которых те или иные из них могут быть (или должны быть) назначены, их обязанности, а также группы по электробезопасности, которые они должны иметь при выполнении различных видов работ, приведены ниже.

К организационным мероприятиям, обеспечивающим безопасность работ в электроустановках, относятся:

- оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- допуск к работе;

- надзор во время работы;

- оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

- выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;

- ответственный руководитель работ;

- допускающий;

- производитель работ;

- наблюдающий;

- члены бригады.

Не допускается самовольное проведение работ, а также расширение рабочих мест и объема задания, определенных нарядом или распоряжением или утвержденным перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации.

Выдающий наряд или отдающий распоряжение определяет необходимость и возможность безопасного выполнения работы. Он отвечает за достаточность и правильность указанных в наряде (распоряжении) мер безопасности, за качественный и количественный состав бригады, за назначение ответственных за безопасность, а также за соответствие перечисленных в наряде работников выполняемой работе, за проведение целевого инструктажа ответственного руководителя работ (или производителя работ, наблюдающего).

Предоставление оперативному персоналу права выдачи нарядов и распоряжений должно быть оформлено письменным указанием руководителя организации.

Ответственный руководитель работ. Он отвечает за выполнение всех указанных в наряде мер безопасности и их достаточность, за качество целевого инструктажа бригады, в том числе проводимого допускающим и производителем работ, а также за организацию безопасного ведения работ.

В случаях когда отдельные работы (этапы работы) необходимо выполнять под надзором и управлением ответственного руководителя работ, выдающий наряд должен сделать об этом соответствующую запись в наряде.

Допускающий отвечает за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам, указанным в наряде или распоряжении, характеру и месту работы, за правильный допуск к работе, а также за полноту и качество проводимого им целевого инструктажа. Его назначают из числа оперативного персонала.

Производитель работ отвечает за:

- соответствие подготовленного рабочего места указаниям наряда и принятие дополнительных мер безопасности, необходимых по условиям выполнения работ;

- четкость и полноту целевого инструктажа членов бригады;

- наличие, исправность и правильное применение необходимых средств защиты, инструмента, инвентаря и приспособлений, ограждений, плакатов, заземлений, запирающих устройств;

- безопасное проведение работы и осуществление постоянного контроля за членами бригады.

Наблюдающего назначают для надзора за бригадами, не имеющими права самостоятельно работать в электроустановках. Он отвечает за:

- соответствие подготовленного рабочего места указаниям, предусмотренным в наряде;

- четкость и полноту целевого инструктажа членов бригады;

- наличие и сохранность установленных на рабочем месте заземлений, ограждений, плакатов и знаков безопасности, запирающих устройств приводов;

- безопасность членов бригады в отношении поражения электрическим током электроустановки.

Ответственным за безопасность, связанную с технологией работы, является работник, возглавляющий бригаду, который входит в ее состав и должен постоянно находиться на рабочем месте. Его фамилию указывают в наряде.

Каждый член бригады должен выполнять требования ПОТПЭЭ и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы.

Руководитель организации письменным указанием определяет, кто имеет право выдавать наряд, отдавать распоряжение, кто может быть назначен допускающим, ответственным руководителем работ, производителем работ (наблюдающим), а также кто имеет право единоличного осмотра электроустановок.

Допускается совмещение обязанностей ответственных за безопасное ведение работ, но не более одного совмещения. Так, например, выдающий наряд и отдающий распоряжение могут совмещать обязанности или ответственного руководителя работ, или производителя работ, или допускающего (в электроустановках, не имеющих местного оперативного персонала); ответственный руководитель работ – обязанности производителя работ или допускающего (также в электроустановках, не имеющих местного оперативного персонала); производитель работ из числа оперативно-ремонтного персонала может совмещать обязанности допускающего; допускающий из числа оперативного персонала – обязанности члена бригады.

Сборка трансформатора после капитального ремонта

Сборка трансформатора после ремонта. После выполнения ремонтных работ активную часть трансформатора, имеющего верхний разъем, поднимают и опускают в бак. Затем устанавливают резиновые прокладки и крышку бака. У трансформаторов с нижним разъемом устанавливают на поддон съемную часть – колокол. Разъем равномерно стягивают болтами. Активную часть раскрепляют внутри бака. После этого устанавливают вводы и соединяют их с отводами от обмоток. Устанавливают газоотводные трубы. Расширитель пока не устанавливают, их люки и все отверстия в съемной части бака плотно закрывают заглушками.

Собранный таким образом трансформатор проверяют на герметичность путем создания в баке разрежения. Проверкой выявляется качество сварных швов и уплотнений. Трансформатор считают герметичным, если не будет выявлено никаких дефектов и значительного изменения первоначального значения разрежения в течение 1 ч.

Трансформатор выдерживают под вакуумом от 6 до 10 ч. Затем при работающем вакуумном насосе бак трансформатора заполняют сухим при температуре 50–60 °С маслом до уровня на 150–200 мм ниже уровня крышки. Вакуум в трансформаторе снимают постепенной подачей воздуха в пространство над маслом через силикагелевый (цеолитовый) воздухоосушитель.

После заполнения трансформатора маслом проводят его окончательную сборку: устанавливают расширитель, контрольно-сигнальные устройства; монтируют систему охлаждения и термосифонные фильтры. Затем в трансформатор доливают масло до уровня, соответствующего температуре окружающего воздуха

Испытания трансформатора после ремонта

После капитального ремонта испытания трансформатора проводятся в соответствии с требованиями " Норм испытаний электрооборудования"., ГОСТ 11677-95

После сборки трансформатора необходимо испытать на маслоплотность путем создания избыточного давления воздуха 10 кПа (0,1кг/см2 ). Температура масла в баке трансформатора не ниже 10о. Длительность испытания не менее 3 час. Трансформатор считается маслоплотным, если при визуальном осмотре отсутствие течи масла.

Включить вакуумный насос, открыть вентиль вакуум-провода на крышке бака трансформатора, равномерно ступенями по 0,013 Мпа (0,13 кг/см) через каждые 15 мин установить в баке вакуум с остаточным давлением 665 Па (5мм рт.ст.). Закрыть вентиль вакуум-провода на крышке бака, включить вакуумный насос, записать в журнал значения остаточного давления в баке и через 1 ч по вакуумметру установить изменение давления внутри бака. Трансформатор считается герметичным, если остаточное давление в нем увеличивается не более чем на 665 Па (5мм рт.ст.). При большом давлении определить место натекания и устранить дефект. δОпределить влагосодержание, tg δ, хромотографический анализ масла и провести опыт короткого замыкания обмоток трансформатора.

Приемочные и сдаточные испытания проводится при температуре верхних слове масла в трансформаторе не ниже 50-600 С.

Необходимо проверит измерение потерь холостого хода при малом напряжении.

Частота и величина подведенного напряжения должна соответствовать паспортам. Измерение холостого хода производится по подачи на обмотки трансформатора постоянного тока (измерения омического сопротивления обмоток постоянному току, прогрева трансформатора постоянным током, измерения сопротивления изоляции обмоток). Отличие полученных значений от паспортных должно быть не более 10%.

Характеристики изоляции измеряют при температуре не менее нижнего значения, записанного в паспорте трансформатора.

Для обеспечения необходимой температуры трансформатор следует нагреть до температуры, превышающей требуемую на 10о С. Характеристики изоляции необходимо измерять на спаде температуры при отклонений ее от требуемого значения не более чем на 5оС.

Нагрев трансформатора следует проводить одним из методов нагрева, указанных в РД 16363-87.

Проверку коэффициента трансформации на всех ступенях переключения. Измеренный коэффициент трансформации не должен отличаться от номинального более чем на 2%.

Необходимо произвести измерение сопротивления постоянному току обмоток.

Величины сопротивлений, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз, не должны отличаться друг от друга более чем на 2% при одинаковой температуре.

Произвести наладку газовой защиты трансформатора. Работа газового проверяется при отсутствии в нем масла в соответствии с заводской инструкцией.

Проверка цепей манометрических термометров производится переводом вручную стрелки-уставки минимальной и максимальной температуры в соответствии с паспортом

Произвести проверку показаний всех термометров и уровня масла в расширителе в соответствии с заводской инструкцией

Необходимо убедится в отстутсвии воздуха в газовом реле и открытия задвижек и кранов на маслопроводе системы охлаждения и газового реле.

Произвести проверку всех предусмотренных защит. Проверка должна быть оформлена протоколом установленного образца

Произвести несколько включений (3-5 раз) Трансформатора толчком на номинальное напряжения для проверки отстройки защит от бросков намагничивающего тока.

Проверка работы фильтров

Разница избыточного давления на выходе и входе масла в фильтрах не более 0,2 МПа. Измерение зазоров в сопраженниях составных частей. Схема измерений и величина допустимых зазоров с сопряжениях частей трансформатора должны соответствовать ОБС.209.163,1975

Измерение вибрации электродвигателей системы охлаждения

Измерение должно производится в трех точках вибрографом ВР-1 во всех режимах работы, при различных нагрузках. Вибрация электродвигателя в любой точке измерения не должна быть более 0,06 мм.

Испытания охладителя

Избыточное давлением во время испытаний до 0,2 МПа (2 кг/см2). Время испытания 30 мин. В случае наличия течей в охладителе после проведения испытаний произвести повторный ремонт.

Определение влагосодержания твердой изоляции

По окончании сборки трансформатора необходимо произвести отбор и определение влагосодержания твердой изоляции по ГОСТ 1549-69. При обнаружении повышенного влагосодержания произвести подсушку и сушку активной части с собственном баке. При отсутствии макетов изоляции образцы отобрать из главной изоляции по согласованию с заводом-изготовителя. Отобранные для испытания образцы изоляции должны быть помещены в сосуд с собственным маслом трансформатора и загерметизированы. Общее время нахождения образцов на воздухе от открытия люка бака трансформатора до герметизации образцов не должно превышать 15 мин. Упакованные образцы изоляции можно транспортировать и хранить не более 7 сут.

Из трансформатора необходимо отбирать пробы масла после включения через 10 дней, 1 месяц, 3 месяца, далее в соответствии с " Правилами технической Эксплуатации".

Проводить хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ) в масле в начальный период эксплуатации в течении первых 3 суток, 10 суток, через месяц, 6 месяцев работы.

Испытания трансформатора после ремонта

После капитального ремонта испытания трансформатора проводятся в соответствии с требованиями " Норм испытаний электрооборудования"., ГОСТ 11677-85

После сборки трансформатора необходимо испытать на маслоплотность путем создания избыточного давления воздуха 10 кПа (0,1кг/см2 ). Температура масла в баке трансформатора не ниже 10о. Длительность испытания не менее 3 час. Трансформатор считается маслоплотным, если при визуальном осмотре отсутствие течи масла.

Включить вакуумный насос, открыть вентиль вакуум-провода на крышке бака трансформатора, равномерно ступенями по 0,013 Мпа (0,13 кг/см) через каждые 15 мин установить в баке вакуум с остаточным давлением 665 Па (5мм рт.ст.). Закрыть вентиль вакуум-провода на крышке бака, включить вакуумный насос, записать в журнал значения остаточного давления в баке и через 1 ч ао вакуумметру установить изменение давления внутри бака. Трансформатор считается герметичным, если остаточное давление в нем увеличивается не более чем на 665 Па (5мм рт.ст.). При большом давлении определить место натекания и устранить дефект. Определить влагосодержание, tg b, хромотографический анализ масла и провести опыт короткого замыкания обмоток трансформатора.

Приемочные и сдаточные испытания проводится при температуре верхних слове масла в трансформаторе не ниже 50-600 С.

Необходимо проверит измерение потерь холостого хода при малом напряжении.

Частота и величина подведенного напряжения должна соответствовать паспортам. Измерение холостого хода производится по подачи на обмотки трансформатора постоянного тока (измерения омического сопротивления обмоток постоянному току, прогрева трансформатора постоянным током, измерения сопротивления изоляции обмоток). Отличие полученных значений от паспортных должно быть не более 10%.

Характеристики изоляции измеряют при температуре не менее нижнего значения, записанного в паспорте трансформатора.

Для обеспечения необходимой температуры трансформатор следует нагреть до температуры, превышающей требуемую на 10о С. Характеристики изоляции необходимо измерять на спаде температуры при отклонений ее от требуемого значения не более чем на 5оС.

Нагрев трансформатора следует проводить одним из методов нагрева, указанных в РД 16363-87.

Проверку коэффициента трансформации на всех ступенях переключения производить следуя указаниями раздела 2 гост 3484-77. Измеренный коэффициент трансформации не должен отличаться от номинального более чем на 2%.

Необходимо произвести измерение сопротивления постоянному току обмоток.

Величины сопротивлений, полученные на одинаковых ответвлениях разных фаз, не должны отличаться друг от друга более чем на 2% при одинаковой температуре.

Произвести наладку газовой защиты трансформатора. Работа газового проверяется при отсутствии в нем масла в соответствии с заводской инструкцией.

Проверка цепей манометрических термометров производится переводом вручную стрелки-уставки минимальной и максимальной температуры в соответствии с паспортом

Произвести проверку показаний всех термометров и уровня масла в расширителе в соответствии с заводской инструкцией

Необходимо убедится в отстутсвии воздуха в газовом реле и открытия задвижек и кранов на маслопроводе системы охлаждения и газового реле.

Произвести проверку всех предусмотренных защит. Проверка должна быть оформлена протоколом установленного образца

Произвести несколько включений (3-5 раз) Трансформатора толчком на номинальное напряжения для проверки отстройки защит от бросков намагничивающего тока.

Проверка работы фильтров

Разница избыточного давления на выходе и входе масла в фильтрах не более 0,2 МПа. Измерение зазоров в сопраженниях составных частей. Схема измерений и величина допустимых зазоров с сопряжениях частей трансформатора должны соответствовать ОБС.209.163,1975

Измерение вибрации электродвигателей системы охлаждения

Измерение должно производится в трех точках вибрографом ВР-1 во всех режимах работы, при различных нагрузках. Вибрация электродвигателя в любой точке измерения не должна быть более 0,06 мм.

Испытания охладителя

Избыточное давлением во время испытаний до 0,2 МПа (2 кг/см2). Время испытания 30 мин. В случае наличия течей в охладителе после проведения испытаний произвести повторный ремонт.

Определение влагосодержания твердой изоляции

По окончании сборки трансформатора необходимо произвести отбор и определение влагосодержания твердой изоляции по ГОСТ 1549-69. При обнаружении повышенного влагосодержания произвести подсушку и сушку активной части с собственном баке. При отсутствии макетов изоляции образцы отобрать из главной изоляции по согласованию с заводом-изготовителя. Отобранные для испытания образцы изоляции должны быть помещены в сосуд с собственным маслом трансформатора и загерметизированы. Общее время нахождения образцов на воздухе от открытия люка бака трансформатора до герметизации образцов не должно превышать 15 мин. Упакованные образцы изоляции можно транспортировать и хранить не более 7 сут.

Из трансформатора необходимо отбирать пробы масла после включения через 10 дней, 1 месяц, 3 месяца, далее в соответствии с " Правилами технической Эксплуатации".

Проводить хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ) в масле в начальный период эксплуатации в течении первых 3 суток, 10 суток, через месяц, 6 месяцев работы.