Организация проведения капитального ремонта трансформатора ТРДН-40000/110

41

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Энергетический факультет

Кафедра “Электрические станции”

Курсовая работа

“Организация проведения капитального ремонта трансформатора ТРДН-40000/110”.

Выполнил: Левонюк А.В.

гр.106115

Руководитель: Пономаренко Е.Г.

Минск - 2009

Содержание

Введение………………………………………………………………………..….3

1. Описание конструкции трансформатора…………………………………..….4

2. Номенклатура и объем типовых работ при капитальном ремонте……….....6

3. Проект организации капремонта…………………….………………………11

4. Способы и схемы обнаружения основных неисправностей ремонтируемого объекта……………………………………………………………………………17

5. Сушка ремонтируемого объекта……………………………………………..24

6. Послеремонтные испытания (способы и схемы)……………………………34

Заключение…………………………………………………………….…………42

Литература……………………………………………………………….………43

Введение

Эксплуатация - это использование оборудования в процессе передачи, выработки и распределения энергии.

Целью данной курсовой работы является описание организации проведения капитального ремонта трансформатора ТРДН-40000, включающее в себя следующие пункты:

- описание конструкции трансформатора;

- номенклатура и объем типовых работ при капитальном ремонте;

- проект организации капитального ремонта;

- способы и схемы обнаружения основных неисправностей ремонтируемого объекта;

- сушка ремонтируемого объекта;

- послеремонтные испытания.

1. Описание конструкции трансформатора

41

Рисунок 1.1 - Эскиз трансформатора ТРДН-40000/110

Трансформатор состоит из следующих основных узлов: каркаса, обмоток, главной изоляции, бака с арматурой, установок вводов, системы охлаждения, аппаратуры измерительной, контрольной и сигнальной.

Каркас трансформатора - стержневой двухрамный, шихтованный из листовой холоднокатаной текстурованной электротехнической стали марки 3414 толщиной 0,35 мм с жаростойким покрытием. После механической обработки (резки и вальцовки) листы электротехнической стали отжигаются и однократно лакируются. Стыки стержней и ярм остова комбинированные.

Стяжка стержней каркаса выполняется бандажами из стеклоленты, а ярма - стальными ярмовыми балками (консолями), которые между собой стягиваются полубандажами. Верхние и нижние ярмовые балки по стержням каркаса связаны между собой пластинами из маломагнитной стали.

На верхних ярмовых балках имеются приспособления (скобы) для подъема всей активной части (каркаса с обмотками).

Обмотки концентрические, располагаемые на стержнях каркаса одна (низшего напряжения) внутри другой (высшего напряжения).

Обмотка высшего напряжения (ВН) - непрерывная, изготовляется из медного провода прямоугольного сечения. Для защиты от атмосферных и коммутационных перенапряжений обмотка ВН в своей входной зоне усилена за счет дополнительной изоляции и емкостной компенсации.

Обмотка НН - спиральная, изготовляется из медного провода прямоугольного сечения.

Главная изоляция - маслобарьерного типа.

Бак трансформатора - сварной, с нижним разъемом (колокольного типа), снабжен арматурой для заливки, взятия проб и спуска трансформаторного масла.

Ко дну бака крепятся катки на поворотных каретках для продольного и поперечного перемещения трансформатора по железнодорожным рельсам.

Охлаждающее устройство состоит из вентиляторов с электродвигателями и навешивается на бак трансформатора.

Охлаждающие устройства предназначены для работы на открытом воздухе при температуре окружающего воздуха от -45 єС до 40 єС.

Управление режимом работы охлаждающих устройств трансформатора осуществляется при помощи шкафов автоматики типа ШАОТ.

Трансформатор выпускается с вводами 110 кВ, с твердой изоляцией.

Ввод ВН (110 кВ): обозначение - Н1, размер - 2060 мм, предельное отклонение - 25 мм, масса - 125 кг.

Ввод НН (6,3 кВ): обозначение Н2, размер - 680 мм, предельное отклонение - 5 мм, масса - 47,4 кг.

Основные технические данные трансформатора ТРДН-40000/110:

- напряжение обмоток: ВН - 115 кВ, НН - 6,3-6,3; 10,5-10,5; 10,5-6,3; 6,9-6,9кВ;

- напряжение к.з. - 10,5 %; 30 %;

- потери: х.х. - 34 кВт, к.з. - 3170 кВт;

- ток х.х. - 0,55 %;

- габариты: (длина x ширина x высота, мм) 6250x4680x5680;

- масса: масла - 17,6 т, транспортная - 55,6 т, полная - 68 т.

2.Номенклатура и объем типовых работ при капитальном ремонте

Капитальные и текущие ремонты трансформаторов проводятся в соответствии с «Положением о периодичности ремонтов электрооборудования электрических станций и подстанций Белоруской энергосистемы», приведенном в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Периодичность ремонтов силовых трансформаторов.

Класс напряжения и мощность трансформатора	Капитальный ремонт	средний	текущий
	После ввода в эксплуатацию	очередной
Напряжением 220 кВ и выше	Через 18 лет	По мере необходимости, по результатам испытаний и состоянию	-	1 раз в год
Напряжением 110 кВ, мощностью 125 МВА и выше
Основные трансформаторы СН электростанций напряжением 110 кВ
Трансформаторы напряжением 110 кВ и трансформаторы с РПН	По мере необходимости			1 раз в 2 года
остальные	По мере необходимости

Примечания:

1. Через 12 лет после ввода в эксплуатацию для трансформаторов мощностью 63 МВА и выше выполнять измерения Zk. При отклонении значения Zk более чем на 3% от полученных при вводе в эксплуатацию или более чем на 5% от вычисленных по паспорту трансформатор необходимо выводить в капитальный ремонт.

2. Внеочередной ремонт и испытания РПН проводятся после выполнения числа операций переключения, указанных в заводских инструкциях.

Технология производства капитального ремонта трансформаторов мощностью до 80 МВА напряжением 35-220 кВ приведена в руководящем документе: «Технологическая инструкция по капитальному ремонту трансформаторов 35-20 кВ мощностью до 80000 кВА.» (ВПО Союзэнергоремонт, ЦКБ, Э601).

Таблица 2.2

Нормы простоя трансформаторов в ремонте.

Мощность трансформатора	Класс напряжения	Простой в ремонте, календарных суток
		Капитальный ремонт	Текущий ремонт
До 16000 кВА включительно	110	16	2
Свыше 16000 до 25000 кВА включительно	220	22	3
	110	18	2
Свыше 25000 до 40000 кВА включительно	220	26	3
	110	22	3
Свыше 40000 до 80000 кВА включительно	220	30	3
	110	26	3
Свыше 80000 до 160000 кВА включительно	330	38	6
	220	34	4
	110	30	4
Свыше 160000 до 250000 кВА включительно	330	42	8
	220	38	7
	110	34	4
Свыше 250000 до 400000 кВА включительно	750	50	11
	330	46	9
	220	42	8
	110	38	5

Примечания:

Продолжительность ремонта приведена исходя из односменной работы.

Продолжительность работы не включает время, необходимое для сушки активной части.

Капитальные ремонты трансформаторов имеют целью главным образом производство внутренней очистки, осмотр и восстановление креплений обмоток, и приведение в порядок контактов переключателей ответвлений. Внутреннее вскрытие трансформатора, необходимое для капитального ремонта, является трудоемкой работой, особенно при значительном весе выемной части трансформатора: оно требует транспортировки трансформатора к крану или лебедке подъемного устройства, а при отсутствии на территории подстанции грузоподъемных устройств - перевозки трансформатора в центральную ремонтную мастерскую. В целях упрощения внутреннего осмотра широко применяют осмотр выемной части без ее подъема из бака на месте установки трансформатора. Такой осмотр может производиться после спуска масла через лаз, имеющийся в крышке очень мощных трансформаторов.

До начала капитального ремонта необходимо выполнить комплекс диагностических испытаний и измерений с целью уточнения объема работ:

термографическое обследование бака трансформатора, термосифонных фильтров, охладителей, вентиляторов, маслонасосов, вводов и др. составных частей;

вибродиагностическое обследование для определения степени прессовки обмоток магнитопровода, состояния подшипников маслонасосов, вентиляторов;

измерить ток и потери холостого хода;

определить изоляционные характеристики;

измерить сопротивление обмоток постоянному току;

провести испытания вводов;

снять характеристики РПН (угловые и временные параметры, крутящий момент);

выполнить анализ масла из бака трансформатора по показателям в соответствии с «Нормами и объемом испытаний электрооборудования Белоруской энергосистемы», в том числе на наличие фурановых соединений.

Кроме того, необходимо провести тщательный внешний осмотр, составить опись внешних дефектов, подлежащих устранению при ремонте (течи арматуры, неплотности фланцев, течи в сварных швах, нарушения армировки изоляторов), перекатить трансформатор на ремонтную площадку (при необходимости), слить масло из бака расширителя, проверив при этом правильность показания маслоуказателей, демонтировать вводы, выхлопную трубу, радиаторы, расширитель и др., разболтить и снять крышку или верхнюю часть бака.

Капитальный ремонт производится в следующем объеме:

1. Демонтаж и транспортировка трансформатора на ремонтную площадку;

2. Вскрытие трансформатора и осмотр активной части;

3. Ремонт магнитопровода, обмоток (подпрессовка расчетными усилиями), переключателей ПБВ, устройств РПН и отводов;

4. Ремонт крышки (или «колокола»), расширителя, выхлопной трубы (проверка целостности уплотнения мембраны), радиаторов, термосифонных и адсорбционных фильтров (смена сорбента), воздухоосушителя, кранов, задвижек;

5. Ремонт вводов, газового реле, предохранительного и отсечного клапанов;

6. Ремонт системы охлаждения;

7. Очистка и окраска бака;

8. Очистка или замена масла;

9. Проверка азотной или пленочной защиты (при наличии);

10. Сушка изоляции (при необходимости);

11. Сборка трансформатора с заменой уплотнений;

12. Проверка газового реле и реле уровня масла, предохранительных и отсечных клапанов;

13. Проведение установленных измерений и испытаний и пробное включение трансформатора на холостой ход;

14. Отдельно необходимо сказать об устройстве РПН, которым снабжен трансформатор ТРДН-40000.

Устройство для регулирования напряжения под нагрузкой представляет собой достаточно сложный комплекс переключателей, привода, автоматики, содержащий ряд элементов, изнашивающихся в процессе работы. В наиболее трудных условиях находится корпус с контакторами, в котором может образоваться значительное количество осадков, в частности от обуглероженного масла при разрыве и гашении дуги. Полость корпуса с контакторами загрязняется в меньший промежуток времени, чем изнашиваются контакты контакторов и детали устройства привода. Ввиду большого числа типов переключателей и относительно непродолжительного срока их эксплуатации указать определенные сроки и периодичность их ремонта пока не представляется возможным. Основным показателем является анализ масла из корпуса переключателей для проверки электрической прочности и загрязненности.

Корпус с контакторами выполняется так, что его масло герметически отделено от масла трансформатора. Он имеет отдельное газовое реле или реле давления, отдельный кран для отбора проб, свою защиту от повышения давления. Доступ в корпус контакторов не требует вскрытия бака трансформатора.

Капитальный ремонт устройства РПН производится при каждом капитальном ремонте трансформатора и, кроме того, по мере необходимости, выявленной при текущих ремонтах РПН.

3. Проект организации капитального ремонта

Ремонтная документация

-Ремонт оборудования электростанций производится в соответствии с требованиями нормативно-технической и технологической документации.

При ремонте должны выполняться требования нормативных документов Госгортехнадзора, предписаний Госэнергоинспекции Республики Беларусь, Правил Госнадзора по охране природы, пожарной безопасности и др., требования эксплуатационных и противоаварийных циркуляров, информационных сообщений и писем заводов-изготовителей оборудования.

-Нормативно-техническая и технологическая документация на ремонт оборудования должна соответствовать требованиям государственных стандартов, нормативных документов Госгортехнадзора, стандартов и руководящих документов, действующих в отрасли, правил, норм и инструкций по безопасности труда.

-К нормативно-технической документации относятся действующие в отрасли стандарты, технические условия на ремонт, руководства по ремонту, ПТЭ, методические указания, нормы, правила, инструкции, эксплуатационные характеристики.

Если в НТД приводятся ссылки на другие технические документы, то требования последних обязательны к выполнению при ремонте.

-При ремонте должны выполняться требования конструкторских, эксплуатационных и ремонтных документов, поставляемых в комплекте с новым оборудованием заводами-изготовителями. Комплектность конструкторских ремонтных документов, которые должны разрабатываться заводами-изготовителями и организациями отрасли.

-При ремонте оборудования могут использоваться ремонтные чертежи. Допускается применение ремонтных эскизов.

-Разработка ремонтной документации организуется электростанцией с привлечением, при необходимости, по договору конструкторских и конструкторско-технологических организаций и ремонтных предприятий.

-При отсутствии нормативно-технической и технологической документации ремонт должен производиться в соответствии с требованиями рабочей конструкторской документации (чертежи, инструкции и др.) заводов-изготовителей оборудования, а также ранее разработанной действующей ремонтной документации.

-Для обеспечения планирования, подготовки и выполнения ремонтов, приемки оборудования из ремонта, учета и отчетности, кроме указанной выше документации, применяется организационно-распорядительная документация: планы, графики, ведомости, протоколы и др.

Подготовка к ремонту оборудования

-Подготовка к ремонту оборудования - это разработка и выполнение комплекса организационно-технических мероприятий, которые обеспечивают высокое качество ремонтных работ, выполнение их в установленные сроки, оптимальные трудовые и материальные затраты.

Разработка мероприятий и сроки их выполнения предусматриваются в планах подготовки к ремонту оборудования.

-Организационно-техническая подготовка ремонта является важнейшей функцией, обеспечивающей планомерное и эффективное выполнение ремонтных работ, высокое качество отремонтированного оборудования и осуществляется отделом подготовки ремонта электростанции (группами подготовки в составе основных цехов).

-Электростанции с участием ремонтных предприятий и организаций разрабатывают:

перспективный план подготовки к ремонту в предстоящем пятилетии после утверждения перспективного графика ремонта, модернизации оборудования;

годовой план подготовки к ремонту после согласования и утверждения годового графика ремонта, но не позднее 15 ноября года, предшествующего планируемому;

план подготовки к ремонту установки после согласования и утверждения ведомости объема ремонта, но не позднее, чем за 2 месяца до начала ремонта.

Ремонтные предприятия и организации разрабатывают при необходимости собственные планы подготовки к ремонту в соответствии с планами электростанций, принятыми к исполнению объемами работ и согласованным участием в материально-техническом обеспечении ремонтных работ.

Перечень основных направлений, по которым разрабатываются организационно-технические мероприятия, включаемые в перспективный, годовой план и план подготовки к ремонту установки.

-Если в объем капитального ремонта оборудования включаются сложные и трудоемкие специальные работы или в период капитального ремонта оборудования планируется выполнение работ по модернизации, то подготовка к капитальному ремонту может быть начата в году, предшествующему планируемому, а при необходимости и в более ранние сроки. При этом наиболее трудоемкие подготовительные работы, требующие значительной численности ремонтного персонала, должны заканчиваться к началу ремонтной кампании планируемого года.

-Ведомость объема ремонта установки электростанция передает на согласование исполнителям ремонта не позднее чем за 3 месяца до начала капитального (среднего) ремонта. Ведомость объема ремонта должна содержать перечень планируемых ремонтных работ по каждой составной части установки.

-При составлении ведомости объема ремонта учитываются объем и периодичность ремонтов, нормы и нормативы на выполнение плановых ремонтов оборудования, требования руководящих документов (противоаварийных, эксплуатационных циркуляров и др.), данные о повреждаемости конкретного оборудования и его составных частей, причин ремонта, повторяемости дефектов, показатели надежности аналогичного оборудования, данные предремонтных испытаний оборудования, результаты определения фактического технического состояния оборудования, мероприятия по сокращению разрыва мощности, выполнение мероприятий из актов расследования аварий, карт отказов в работе.

-Уточнение с исполнителями объема ремонтных работ должно быть завершено не позднее чем за 2 месяца до начала ремонта, после чего ведомость объема ремонта утверждается главным инженером Заказчика.

После утверждения ведомости объема ремонта изменения в нее могут вноситься по результатам испытаний до ремонта и дефектации оборудования, окончание которой, как правило, должно предусматриваться сетевым графиком ремонта в первой половине плановой продолжительности ремонта, также могут вноситься требования директивных документов, если они доведены до исполнителей не позднее 2 месяцев, предшествующих ремонту.

Все изменения объема ремонта согласовываются с исполнителями ремонтных работ и утверждаются главным инженером электростанции.

-За 15 дней до начала ремонта:

1) электростанции, ремонтные предприятия и организации проводят проверку выполнения подготовительных работ в соответствии с планом подготовки к ремонту и составляют акт, а также графики окончания незавершенных работ.

Электростанция передает руководителю ремонта конструкторско-технологическую документацию, формуляры, акты по сдаче и приемке установки, а также другую техническую документацию, которой не располагают ремонтные предприятия и организации,

2) каждое ремонтное предприятие и организация, участвующие в ремонте:

определяют состав бригад (участков) по ремонту отдельных узлов (систем) оборудования по численности, квалификации и профессиям в соответствии с сетевым графиком ремонта. При этом должна быть обеспечена полная занятость рабочих в течение установленных графиком сроков производства работ, определена форма оплаты труда ремонтного персонала с учетом прогрессивных методов организации труда и стимулирования персонала;

назначают руководителей работ по ремонту отдельных видов оборудования в соответствии с объемом работ, принятым по договору;

проверяют удостоверения сварщиков, стропальщиков, крановщиков, дефектоскопистов и лиц других специальностей на право выполнения работ при ремонте оборудования;

3) электростанция назначает ответственных представителей для участия в дефектации, подготовке технических решений, контроле качества, приемке из ремонта узлов и систем оборудования и лиц, ответственных за материально-техническое обеспечение.

-Общее руководство ремонтом и координацию действий всех ремонтных предприятий и организаций, принимающих участие в ремонте, осуществляет заместитель главного инженера электростанции по ремонту или лицо, специально назначенное для этого электростанцией.

В отдельных случаях, исходя из местных условий, по согласованию сторон, общий руководитель ремонта может быть назначен от ремонтной организации, что оформляется совместным приказом по электростанции и ремонтной организации.

О произведенных назначениях электростанция и исполнители ремонта информируют друг друга письменно.

Лицо, осуществляющее общее руководство ремонтом, не может быть руководителем работ по общему наряду. Руководителем работ по общему наряду назначается лицо, согласно Правил техники безопасности по эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей.

-Не позднее чем за 10 дней до начала ремонта составляется акт готовности электростанции, ремонтных предприятий и организаций к ремонту и направляется в энергосистему.

"Акт готовности" составляет электростанция с обязательным привлечением к нему ремонтных предприятий (организаций), с представлением им одного экземпляра "Акта".

-При установлении неподготовленности к ремонту вопрос о сроке начала ремонта, его продолжительности и объеме ремонтных работ решается вышестоящими организациями.

При принципиальных разногласиях между электростанцией и ремонтным предприятием о готовности оборудования к выводу в ремонт электростанция немедленно сообщает об этом в энергосистему и в вышестоящую организацию ремонтного предприятия, которое принимает совместные решения.

-До начала ремонтных работ производственные бригады должны быть ознакомлены с общим объемом работ, сроком ремонта и сетевым графиком, задачами, стоящими перед каждой бригадой, схемой управления ремонтом, организацией инструментального и материально-технического обеспечения, организацией уборки рабочих мест и конструкций оборудования, транспортировки мусора и отходов, системой оплаты и стимулирования труда, мероприятиями по безопасности труда, противопожарными мероприятиями и т.д.

4. Способы и схемы обнаружения основных неисправностей ремонтируемого объекта

Многие неисправности трансформаторов обнаруживаются в процессе эксплуатации, особенно у трансформаторов находящихся под постоянным наблюдением дежурного персонала.

Наиболее частыми являются следующие неисправности:

пожар стали;

витковые замыкания;

механическое разрушение изоляции;

обрывы заземлений магнитопровода;

нарушение целостности соединительных шин;

неудовлетворительное состояние выводов;

неудовлетворительный цвет и уровень (течь) масла.

Пожар стали.

Наиболее серьезная неисправность трансформаторов возникает при повреждении магнитопровода («пожар стали»), вследствие нарушения изоляции между отдельными листами стали и стягивающими их болтами. В стыковых магнитопроводах причиной аварий бывает нарушение изоляции в стыках между ярмом и стержнями. Местные нагревы стали магнитопровода, возникают в результате разрушения или износа изоляции стяжных болтов, повреждения междулистовой изоляции и плохого контакта электрических соединений.

Витковые замыкания.

Междувитковые замыкания в обмотках и секционные пробои и замыкания возникают при толчкообразных нагрузках или коротких замыканиях и в результате деформации секций от механических усилий при токах короткого замыкания и при повреждении изоляции трансформатора от атмосферных перенапряжений.

Наиболее распространенные повреждения обмотки -- замыкания между витками и на корпус, междусекционные пробои, электродинамические разрушения, обрыв цепи. Перечисленные повреждения происходят в результате естественного износа изоляции, нарушения ее механической прочности при сроке работы выше 15 лет. Изоляция разрушается также при длительных перегрузках трансформатора, сопровождаемых перегревом обмоток (около 105° С).

При дефектации обмоток для определения виткового замыкания в настоящее время применяют приборы конструкции Порозова -- искатель, питатель и индикатор. Искатель представляет собой многовитковую катушку (рис. 4.1,а), одетую на П-образный сердечник - для определения места виткового замыкания. Секционный искатель С-образный сердечник, концы которого разделены узкой щелью - щелевой искатель (рис. 4.1, б). Питатель выполняют в двух вариантах: с П-образным сердечником, аналогично секционному искателю, но с более мощной катушкой и кнопкой в торце для кратковременного включения (рис. 4.1, в) или в виде стержневой конструкции, представляющей собой длинный стержень со сплошной намоткой по всей длине. Индикатор (рис. 4.1, г) состоит из микроамперметра, смонтированного в одном корпусе с выпрямителем, усилителем и регулятором чувствительности. Замыкание в секционных однопроводных обмотках (по вертикали) выявляют таким образом.

Рис 4.1. Прибор конструкции Порозова -- искатель, питатель и индикатор.

Рис. 4.2. Определение места замыкания витков в обмотках силовых трансформаторов при помощи приборов конструкции Порозова: 1 -- секционный питатель; 2 -- стержневой питатель; 3 -- искатель; 4 -- индикатор

Включают стержневой питатель 2 (рис. 4.2, а) в сеть напряжением 36, 120 или 220 В и вставляют его в проверяемую обмотку, как показано на рисунке, затем с противоположной питателю стороны поочередно проверяют каждую секцию искателем 3. При витковом замыкании стрелка прибора резко отклоняется. Чтобы точно определить место замыкания в радиальном направлении (рис. 4.2, б), медленно вставляют искатель в соседнюю с поврежденной секцию, следя за показаниями прибора, которые увеличиваются и достигают наибольшего значения, когда концы искателя оказываются над замкнутыми витками. Зная глубину погружения искателя и ширину витков обмотки, определяют, какой по счету виток является замкнутым. Прибор позволяет определить место замыкания витков в обмотках любого диаметра. При проверке цилиндрической однослойной обмотки по ней пропускают переменный ток (5--10 А) от любого источника, позволяющего регулировать напряжение, а затем перемещают щелевой искатель по горизонтали обмотки вдоль витков от ее начала по направлению к концам, присоединенным к источнику питания (рис. 4.2, в). Двухслойные обмотки проверяют в той же последовательности, что и секционные.

Механическое разрушение изоляции.

При сквозных токах коротких замыканий вследствие динамических усилий наблюдается деформация обмоток, сдвиг их в осевом направлении и, как правило, механическое разрушение изоляции. Отгорание выводных концов, электродинамические усилия, небрежное соединение концов вызывают обрыв цепи обмоток, замыкание их на корпус или пробои с выходом трансформатора из строя.

Обрывы заземления магнитопровода.

Обрывы заземления магнитопровода также приводят к повреждению трансформатора, поэтому все металлические части магнитопровода, кроме стяжных шпилек, соединяют с баком трансформатора, который надежно заземлен полоской луженой жести или латуни толщиной 0,5 мм и шириной 25-- 30 мм. Способы заземления магнитопровода зависят от его конструкции. Это соединение может быть выполнено перемычкой между вертикальным прессующим болтом и болтом, крепящим крышку к баку трансформатора. При ремонте трансформатора следят за исправностью описанного заземления.

Нарушение целостности соединительных шин.

Оценка состояния контактных соединении шин производится методом сравнения падения напряжения от переменного тока на участке с контактным соединением и падением напряжения от тока того же значения на целом участке шин такой же длины, не имеющего контактного соединения (рис.4.3)-графического материала.В качестве источника тока используется нагрузочный трансформатор, которым может служить трансформатор безопасности напряжения 220/12 В. В качестве милливольтметра, используется электромагнитный милливольтметр с возможно меньшими пределами измерений. Контактное соединение считается удовлетворительным, если падение напряжения на участке с соединением (или ответвлением) отличается от падения напряжения на целом участке шины (провода) не более чем на 20 %. В противном случае соединение (или ответвление) бракуется и требует переделки.

Более широко используется в этом случае метод моста.

Оценка состояния контактных соединений ошиновок по значению сопротивления постоянному току или методом сравнения падений напряжения не является достаточной. Результаты измерения в обоих случаях могут быть удовлетворительными при неполной поверхности соприкосновения контактов, что недопустимо. Удовлетворительное состояние контакта по всей его поверхности обеспечивается лишь соблюдением технологических требований и технических условий на монтаж и приемку соединительной и ответвительной арматуры.

Согласно требованиям Норм измерение переходного сопротивления болтовых контактных соединений у соединительных шин на ток 1000 А и более производится выборочно (2--3 %). У сварных контактных соединений переходные сопротивления не измеряются, соединения бракуются только при наличии пережогов или усадочных раковин на глубину более '/з диаметра провода. Опрессованные контактные соединения бракуются только при несоответствии геометрических размеров требованиям инструкций по монтажу, при наличии трещин, признаков коррозии и механических повреждений, а также кривизны, превышающей 3 % длины и несимметричного расположения стального сердечника.

Неудовлетворительное состояние выводов.

Основные неисправности выводов трансформаторов: трещины, сколы и разрушения изоляторов в результате атмосферных перенапряжений, наброса металлических предметов или попадания животных на трансформатор, что приводит к междуфазному короткому замыканию на выводах, загрязнения изоляторов, некачественная армировка и уплотнение, срыв резьбы стержня при неправильном навинчивании и затягивании гайки.

Эти неисправности устраняют путем переармировки фарфоровых изоляторов, изготовлением и установкой новых токоведущих стержней взамен испорченных, склейкой изоляторов или заменой выводов новыми. На новый стержень, изготовленный по размерам заменяемого, навинчивают стальной или бронзовый колпак и закрепляют его контргайкой. С внутренней стороны колпак приваривают к стержню газовой сваркой, предварительно нагрев их в газовой камерной печи или другим доступным методом до температуры 600-- 700° С. Качество сварки проверяют на специальном приспособлении сжатым воздухом.

После сварки нарезную часть стержня лудят гальваническим способом и качество сварки подвергают вторичному испытанию. Затем стержень с приваренным к нему колпаком закрепляют в тисках.

Рис. 4.4. Способ армирования вывода: 6--10 кВ внутренней установки: 1 -- стержень; 2 -- тиски; 3 -- резиновая прокладка; 4- колпак; 5 -- изолятор; 6 -- картонная шайба; 7 -- стальная шайба; 8 -- гайка; 9 -- заливочный ковш

Внутрь колпака вкладывают резиновую прокладку 3, фарфоровый изолятор верхней частью вставляют в колпак и сверху на стержень надевают электрокартонную и металлическую шайбы 7, которые затягивают гайкой 8. Колпак заливают замазкой, которую после застывания покрывают нитроэмалыо 624С. В качестве армировочных цементирующих замазок для изоляторов напряжением до 10 кВ применяют глетоглицериновую и портландцементную замазки.

Выводы испытывают давлением масла, которое устанавливают при проверке кожуха трансформаторов на герметичность. Стенд испытаний представляет собой набор сварных металлических бачков с заплечиками, в которых предусмотрены отверстия для крепления крышек и фланцев изоляторов. К бачкам через пробковые краны присоединен маслонапорный трубопровод. Всю установку монтируют на раме над противнем из листового железа. Маслонапорная труба через пробковый кран шлангом соединена с напорным масляным бачком емкостью 30 л, расположенным на стене на высоте 4 м. На соответствующем бачке через резиновую прокладку устанавливают испытуемый изолятор, открывают пробковый кран бачка, а затем открывают и общий кран. Изолятор находится под давлением масла 24 ч, Армировка считается хорошей, если за это время через нее не будет течь масло.

Неудовлетворительный цвет и уровень (течь) масла.

Темный цвет масла может указывать на то, что масло становиться старым и первая стадия тому - образование осадка. Внешний вид может указывать на наличие свободной воды, различных загрязнений.

Запах может указывать на электрическую дугу, которая вызывает крекинг масла.

Повышение температуры масла может привести к вспышке масла. Температура вспышки для масла определяется из соображений безопасности. Для трех классов масел по определению МЭК 296 указаны следующие температуры вспышки.

Класс 1 - ? 140єС, класс 2 - ? 130єС, класс 3 - ? 95єС.

Для определения температуры вспышки МЭК использует метод Мортене-Пенского в закрытом тигле. Температура вспышки зависит от легкой части масла и отличается повышенной чувствительностью к загрязнению от более легких масел.

Нарушение прочности сварных швов и недостаточная плотность прокладки между баком и крышкой вызывает течь масла из бака. Устраняют течь масла сваркой, а небольшие волосяные трещины ликвидируют чеканкой. Материалом для покрышечного уплотнения служит маслоупорная резина марок С-90 и М-14 и пробковая прокладка; в отдельных случаях применяют картон неэлектрический, хлопчатобумажную или пеньковую веревку, асбестовый шнур. Прокладка из листового материала (клингерита, резины и пробкового листа) состоит из отдельных частей, которые соединены клеем или лаком.

5. Сушка ремонтируемого объекта

Сушка трансформаторов является очень ответственной операцией, от правильного проведения которой во многом зависит надежность последующей работы трансформаторов.

Сушка трансформаторов, вводимых в работу после ремонта, производится на ремонтной площадке. Сушка состоит в том, что при определенных искусственно созданных условиях влага перемещается из внутренних слоев изоляции к поверхности и с поверхности в окружающую среду. Перемещение влаги внутри материала происходит в соответствии с физическими законами от более влажных слоев к менее влажным и от более нагретых к менее нагретым. Перемещение влаги с поверхности изоляции в окружающую среду происходит под действием разности давлений пара на поверхности изоляционного материала и в окружающей среде. Таким образом, в процессе сушки необходимо повышать давление пара у поверхности материала, что достигается его нагревом, и понижать давление в окружающем пространстве путем создания вакуума или вентиляции сушильного пространства сухим воздухом. При сушке под вакуумом пары воды удаляют из сушильной камеры или бака насосами.

Наиболее качественно сушка может быть проведена в стационарных камерах, где имеются все условия для ведения оптимального режима сушки (особенно для создания глубокого вакуума), надзора за протеканием процесса и заливки трансформатора качественным, дегазированным и сухим маслом. Стационарные сушильные камеры имеются практически только на ремонтных заводах и в центральных ремонтных мастерских, где и следует проводить по возможности все ремонты трансформаторов.

На месте установки трансформатора (т. е. на электростанции или на подстанции, в их мастерских или в подходящих помещениях) сушка может производиться без вакуума и под вакуумом. При сушке без вакуума она проводится с помощью воздуходувок или инфракрасного излучения Сушка под вакуумом ведется в собственном баке трансформатора, причем нагрев производится потерями в стали бака и магнитопровода, а магнитный поток, вызывающий эти потери создается или специальной временной обмоткой или токами нулевой последовательности в обмотке трансформатора.

Сушка трансформатора воздуходувкой Сушка трансформатора производится в камере, которая для обеспечения равномерного прогрева всех элементов выемной части должна быть хорошо утеплена. Камера может быть выполнена из деревянных рам, фанеры и утеплителя, внутри же должна быть обшита листовым железом с прокладкой асбестовых листов для обеспечения пожарной безопасности.

Размер камеры выбирается так, чтобы были обеспечены минимальные расстояния между ее стенками и выемной частью около 180--200 мм. Вверху камеры предусматривается вытяжное отверстие. На стенках камеры и на потолке вблизи отверстия, а также на обмотке трансформатора устанавливаются термометры или термопары. Горячий воздух подводится снизу камеры от одной, а лучше от двух воздуходувок. Для более равномерного обогрева горячий воздух целесообразно подавать в два отверстия, расположенные по диагонали пола камеры. Эскиз установки показан на рисунке.

Нагрев воздуха в нагревателе 7 может производиться или от электрических нагревателей или змеевиками с паром. На всасе воздуха в воздуходувку следует установить матерчатый фильтр, а на выходе в камеру искроуловитель 6 -- металлическую сетку.

Производительность воздуходувки выбирается из условия, чтобы количество воздуха, подаваемого в 1 ч, превышало, по крайней мере, в 90 раз объем сушильной камеры. Мощность печей электронагревателя, кВт, определяется по выражению

P = 0,31 Qв (2 - 1) / 860;

здесь 0,31 - объемная теплоемкость воздуха ккал/(м2 оС); QВ -- производительность воздуходувок, м3/ч; 2 и 1 - температуры воздуха на входе в воздуходувку и на выходе из нагревателя.

Температура воздуха при входе в сушильную камеру не должна превышать 105 °С. Камеру следует утеплить так, чтобы температура воздуха на выходе из вентиляционного отверстия была не ниже 80-90 оС в установившемся состоянии сушки, т. е. после нагрева выемной части. Температура активной части не должна превышать 105 °С; регулирование производится или заслонкой вентиляционного отверстия, или периодическим отключением нагревателя.

Периодическое отключение нагревателя ускоряет сушку - температура внешнего слоя изоляции снижается, внутренние слои остаются более теплыми, '-то повышает поступление влаги изнутри к наружным слоям изоляции.

Процесс сушки представлен на (рис.5.1)-графического материала.

Температуру внутренних слоев можно примерно принять равной температуре магнитопровода. Желательно, чтобы разница температур между наружным слоем изоляции и температурой магнитопровода была в периоды отключения нагревателя примерно 15-20 °С и чтобы продолжительность такого периода составляла 15-20 ч. Температура магнитопровода оказывается выше температуры обмотки при отключении нагревателя потому, что обмотка охлаждается значительно быстрее магнитопровода. Однако охлаждать магнитопровод ниже 70-95 °С и обмотку ниже 70-65 °С не рекомендуется.

После проведения описанной операции («цикла термодиффузии») магнитопровод и обмотка нагреваются до прежней температуры, и производится измерение сопротивления изоляции. Сопоставление результатов измерения до и после цикла термодиффузии выявляет эффективность цикла. При благоприятных результатах (повышение сопротивления) цикл может быть повторен.

За все время сушки ведется журнал сушки и график ее хода, подобный изображенному на рисунке. Сушку можно считать законченной, если установившееся значение сопротивления изоляции остается неизменным при постоянной температуре обмотки в продолжение не менее 6 ч. На графике сушки (рисунок), этот период сушки отмечен буквами аб; в начале сушки сопротивление резко снижается, некоторое время остается на низком уровне, затем повышается и становится практически стабильным. После снижения температуры обмотки сопротивление изоляции повышается, как это показано на графике, участок бв.

Рисунок 5.2. - График сушки трансформатора воздуходувкой: 1 - температура воздуха; 2 - температура изоляции,3 - сопротивление изоляции обмотки

Высушенная активная часть должна быть по возможности скорей погружена в сухое и дегазированное масло.

Сушка инфракрасным излучением. Выемная часть устанавливается в помещении под колпаком с вытяжной вентиляцией. На магнитопроводе и на обмотках в нескольких местах по периметру устанавливаются термопары, прикрытые от воздействия инфракрасных лучей киперной или тафтяной лентой.

Лампы инфракрасного излучения (ЗС-1, ЗС-2, ЗС-3 мощностью 250 Вт), укрепленные на штативах с отражателями, размещаются вокруг выемной части так, чтобы расстояние между ней и лампами составляло 320 мм, а расстояние между соседними лампами 190 мм.

Для того чтобы использовать термическую диффузию, целесообразно через каждые 30 мин сушки производить в течение 15 мин обдув выемной части холодным наружным воздухом.

Наблюдение за сушкой и критерии для ее окончания такие же, как при сушке воздуходувкой.

Сушка под вакуумом в собственном баке. Как было сказано вначале, нагрев выемной части при этом методе может производиться двумя способами: временной обмоткой, укладываемой снаружи на баке и токами нулевой последовательности. В остальном процесс сушки ведется одинаково, независимо от способа нагрева. Поэтому сначала будут рассмотрены способы нагрева. При обоих способах нагрева бак трансформатора утепляется так как при утепленном баке мощность прогрева в 1,3--1,4 раза меньше чем без утепления. Утепление производится огнестойкими материалами -- листовым асбестом, асбестовым полотном, матами из стекловолокна и т. п. Под дно бака устанавливаются электрические плиты, мощность которых определяется из расчета 1,5--3 кВт на 1 м2 поверхности дна. Пространство между дном бака и полом утепляется.

Мощность, требуемая для обогрева, кВт, определяется по выражению

Р = h l P

где h и l -- высота и периметр бака трансформатора (h=3500 мм, l=10000 мм),

а P - удельные потери на 1 м2 активной поверхности бака, кВт/м2 . P целесообразно принимать равным 1,5 кВт/м2.

Расчет намагничивающей обмотки начинают с определения необходимого числа витков. Для однофазной обмотки оно находится из выражения

= A U l

где U -- напряжение, В; l -- периметр обмотки (бака), м, A -- коэффициент, значение которого зависит от P (при P = 1,5 кВт/м2 А =1,6).

Для трехфазной обмотки число витков для двух обмоток (фаз) 1 и 2, размещаемых в верхней и нижней частях бака, одинаково, а для третьей, располагаемой в средней части бака, 2 несколько меньше:

1 = 2 = 0,75 А U/ l; 3 = 0,3 A U / l.

Ток в однофазной обмотке I1, А, и ток в трехфазной обмотке I3, А, определяются по выражениям

,

где Р -- необходимая для нагрева мощность Значение соs принимается равным 0,7, если обмотка укладывается на баке без воздушного зазора, и 0,35, если предусматривается воздушный зазор в 20-40 см. Напряжение для однофазной обмотки выбирается обычно 220 В, для трехфазной 380 В. Схема соединений для трехфазной обмотки приведен на (рис.5.3) графического материала. Компенсирующая емкость, если включение ее буде признано целесообразным, определяется по выражению, мкФ:

.

Таблица - Примеры выполнения обмоток при сушке индукционным нагревом и данные о потреблении тока и мощности

Мощность, кВА и напряжение, кВ, трансформатора	Напряжение, В	Число витков	Ток в обмотке, А	Потребляемая мощность	Число фаз в обмотке
				кВт	кВА
40000/110	380	52	160	40	61	1

Сечение проводника обмотки находится из выражения S = 1/, мм2, где -- допустимая по нагреву плотность тока, примерно равная 2-6 А/мм2.

Укладка обмотки, выполненная по расчетным данным, затем проверяется экспериментально. Если количество выделяемого тепла окажется недостаточным, число витков уменьшается, ток увеличивается, магнитный поток возрастает, растут и потери в стали. Схемы включения обмоток трансформатора при сушке токами нулевой последовательности показаны на (рис.5.4) графической части

Расчет напряжения и тока при нагреве токами нулевой последовательности при схемах соединений обмоток согласно рисунку, производится по формулам, приведенным ниже. Напряжение нулевой последовательности

;

где Р - мощность, необходимая для нагрева (Р = h l P); z0 - сопротивление нулевой последовательности, определяемое по выражению

z0 = k zk l /b

(k = 4 для трансформаторов с ребристыми баками и k = 5 для гладких и баков с трубчатыми охладителями); l и b -- высота обмотки и расстояние между магнитопроводом и стенкой бака; zк -- сопротивление к. з. фазы трансформатора, Ом, равное 0,01 Uк/Uф/ Iф, где Uк -- напряжение к. з., %, Uф и Iф -- номинальные фазные напряжения и ток, соs = 0,25.

Ток нулевой последовательности

,

где Sном и Uном-- номинальные мощности, кВ-А, и напряжение, В трансформатора.

Приведенные выражения написаны для соединения обмоток в звезду. При соединении в треугольник U0 будет в 3 больше, а I0 в 3 раз меньше

По рассчитанному току производится выбор сечения подводящих проводов. При схеме соединений в звезду провода должны быть выбраны на 3I0, так как I0 -- это ток в фазе обмотки. Для сушки трансформаторов током нулевой последовательности напряжение U0 получается нестандартным. При трансформаторах небольшой мощности при питании со стороны НН могут быть использованы сварочные трансформаторы, при питании со стороны ВН -- напряжение сети 380 или 220 В. Собранная схема проверяется на соответствие по току и мощности и при необходимости регулируется. Регулировка может производиться включением регулируемого реактора (дросселя).

Подготовка и режим сушки трансформатора в своем баке под вакуумом. Перед сушкой бак трансформатора очищается досуха, утепляется, собирается схема нагрева в соответствии с принятым способом нагрева. На выемной части и на стенках бака устанавливаются термопары, как показано на рисунке. Выемная часть опускается в бак, измерительные провода выводятся под крышкой или через какое-нибудь другое отверстие между двумя резиновыми прокладками, крышка возможно лучше герметизируется, утепляется.

Подготавливаются схемы для измерения сопротивления изоляции и других показателей, для чего концы всех обмоток выводятся через временные вводы. Собирается схема всего оборудования, как показано на рисунке. Проверяется герметичность бака, для чего в баке ступенями по 100 мм рт. ст. через каждые 15 мин создается вакуум 740-750 мм рт. ст. Бак считается герметичным, если натекание не превышает 20 мм рт. ст.

После окончания всех подготовительных работ и проверок включается схема подогрева бака, магнитопровода и дна, температура в баке доводится до 100 °С в течение 20--30 ч. После этого создается вакуум 200 мм рт. ст., который поддерживается 2 ч, а затем постепенно снимается. После этого измеряется количество выделившегося конденсата.

Расположение термопар на выемной части и на баке трансформатора при сушке в своем баке и схема присоединения аппаратов при сушке в собственном баке, под вакуумом показано на (рис.5.5), (рис.5.6) графической части соответственно.

Нагрев продолжается при атмосферном давлении до тех пор, пока температура магнитопровода и изоляции не достигнет 95---105 СС при температуре в баке 100--105 °С. менее 80 ч. Температура стенок и дна бака не должна превышать 115 °С. Температура регулируется отключением схемы нагрева. При подъеме температуры через каждые два часа прогрева создается на 30 мин вакуум 250--300 мм рт. ст. с подсосом нагретого воздуха в бак. После снятия вакуума измеряется количество выделившегося конденсата.

После достижения магнитопроводом и изоляцией температуры 95-105 °С равномерными ступенями в 100 мм рт. ст. за каждые 15 мин поднимается вакуум до 400 мм рт. ст., держится так в течение 1 ч, затем снова поднимается по 200 мм рт. ст. через 15 мин и доводится до остаточного давления, допустимого по условиям прочности бака.

Установленный режим поддерживается до тех пор, пока не прекратится выделение влаги в охладительной колонке и не установится постоянное значение сопротивления изоляции при постоянной температуре. Такой режим должен продолжаться не менее 6 ч , после чего сушку можно считать законченной.

Рисунок 5.7 - График сушки трансформатора в своем баке под вакуумом.: 1-- сопротивление изоляции обмотки ВН; 2 -- сопротивление изоляции обмотки НН; 3 -- температура изоляции обмотки ВН; 4 -- температура изоляции обмотки НН; 5 -- температура верхнего ярма; 6 -- температура нижнего ярма магнитопровода; 7 -- вакуум

Во все время сушки ведется запись результатов измерений, которые производятся через 1-2 ч, и составляется график, подобный изображенному на рисунке.

Сушку следует производить с подсосом окружающего или нагретого воздуха, объем которого должен составлять не менее 50% объема трансформатора в час.

По окончании сушки подогрев отключается, но вакуум не снимается и вакуум-насос не останавливается, пока активная часть не охладится до 80-85 °С. Тогда в бак заливается чистое масло, нагретое до 45-60 °С и отвечающее всем требованиям норм. Заливку ведут через верхний кран бака со скоростью не более 3 т/ч. После заливки до уровня верхнего ярма устанавливается вакуум, который поддерживается 3 ч. Затем вакуум снимается и трансформаторы выдерживаются в масле без вакуума 3 ч.

Трансформаторы постепенно охлаждаются до температуры 50 °С, после чего производится выемка и осмотр выемной части. Продолжительность ревизии должна быть возможно меньшей.

6. Послеремонтные испытания

После завершения ремонтных работ трансформатор подвергается испытаниям с целью проверки качества и отсутствия дефектов, а также проверки характеристик трансформатора (на соответствие требованиям стандартов, технических условий или других регламентирующих документов).

При монтаже и ремонте трансформатора проводится целый ряд испытаний и измерений:

измеряется сопротивления постоянному току изоляции обмоток трансформатора на всех ответвлениях. Сопротивление отдельных фаз не должны отличаться друг от друга больше чем на 2%;

в случае, если переключатель ответвлений снимался для ремонта, проверяется коэффициент трансформации на всех ответвлениях;

до начала и после окончания ремонта измеряется сопротивление обмоток и соотношения R60/R15 и C2/C50;

измеряется tg д вводов (за исключением чисто фарфоровых);

испытание главной изоляции (вместе с вводами);

испытание продольной изоляции обмоток;

измеряются потери и ток хх, Uном;

измеряются напряжение и потери кз, при Iном;

Допускается превышение расчетных (или заводских) значений тока холостого хода не более чем на 30%; потерь -- на 15% (для трансформаторов старых лет выпуска до 22%). Допустимые отклонения параметров короткого замыкания от заводских или расчетных -- не более 10%. После ремонта без замены обмоток (если производилась подпрессовка ярем магнитной системы) потери холостого хода допускается измерять при пониженном напряжении.

проверка работы переключающего устройства;

Проверка работы переключающего устройства является обязательной после любого ремонта этого устройства или ремонта, связанного с расчленением привода переключающего устройства, и проводится согласно инструкции завода-изготовителя.

испытания пробы масла из бака для измерения электрической прочности и сокращенного химического анализа.

испытания бака трансформатора на герметичность;

испытание трансформатора включением толчком на номинальное напряжение (3-5-кратное включение).

Проверка работы переключающего устройства является обязательной после любого ремонта этого устройства или ремонта, связанного с расчленением привода переключающего устройства, и проводится согласно инструкции завода-изготовителя.

Рассмотрим подробнее некоторые виды испытаний.

Измерение сопротивления постоянному току.

Выбор метода измерений зависит от ожидаемого значения измеряемого сопротивления, требуемой точности. Основными методами являются косвенный метод, метод непосредственной оценки, мостовой метод.

Методом амперметр - вольтметр. Если необходимо определить полное сопротивление используется метод трех приборов амперметр - вольтметр - ваттметр.

Испытание электрической прочности изоляции. Эти испытания включают определение пробивного напряжения масла (или другого жидкого диэлектрика), которым заполнен трансформатор, измерение сопротивления изоляции обмоток, испытание внутренней изоляции напряжением промышленной частоты, приложенным от внешнего источника (в течение 1 мин), и испытание повышенным напряжением, индуктированным в самом трансформаторе.

Значения испытательных напряжений для обеспечения надежности и долговечности трансформатора превышают номинальные и зависит от условий эксплуатации. Трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустановках, подвергающихся воздействию грозовых перенапряжений при обычных мерах грозозащиты, испытываются по нормам для нормальной изоляции, а трансформаторы, предназначенные для эксплуатации в электроустановках, не подверженных воздействию грозовых перенапряжений, или при специальных мерах грозозащиты -- по нормам для облегченной изоляции.