ВВЕДЕНИЕ
Силовые трансформаторы являются критическими компонентами современных энергетических систем. Они используются для увеличения и снижения напряжения, чтобы обеспечить передачу и распределение электрической энергии. Хотя, как правило, они весьма надежны, в сегодняшнем обществе отказы, которые приводят к прекращению подачи энергии в жилые дома и в промышленные здания, становятся все менее приемлемыми для потребителей и регуляторов. Это дополняется высокими финансовыми затратами и вопросами безопасности, касающихся отказов и неожиданных отключений подачи энергии.
Быстрой рост спроса на электрическую энергию в 1960-х и 1970-х годах создал предпосылки для значительных инвестиций в энергетическую инфраструктуру, включая и трансформаторы для существовавших и более высоких уровней напряжения для экономичной передачи постоянно увеличивающихся объемов энергии, требуемой потребителям. Большое количество этих трансформаторов сегодня имеют возраст, превышающий 40 лет. Со старением трансформаторов появляется обеспокоенность по поводу их способности продолжать надежную работу.
Некоторые трансформаторы способны работать долгое время (более 50 лет после начальной установки), а другие могут быть подвержены отказам через относительно небольшой период времени. Хронологический возраст трансформатора и величина его старения за это время не всегда хорошо коррелируют друг с другом. К релевантным факторам, оказывающим влияние на реальный период работы трансформатора, относятся его конструкция, обслуживание, воздействие на него внешних скачков напряжения и отказов, нагрузка, температура, в которой он функционирует, периодичность работы, окружающая среда, и многое другое. Все энергоснабжающие организации и производители электрической энергии, парк трансформаторов которых достаточно стар, должны, в какой-то момент времени, задуматься о перспективах очень затратных проектов по замене старого оборудования с тем, чтобы гарантировать высокую надежность и качество работы.
Оценки всех эти активов должны включать в себя затраты, связанные с отказом устройств, с неожиданными отключениями, с последующими повреждениями, с восстановлением напряжения, с выплатой штрафов, а также операционные затраты, относящиеся к исправлению создавшейся ситуации. Эти стареющие трансформаторы работают в условиях увеличенной операционной температуры в связи с более высоким спросом и пониженными возможностями для его удовлетворения. Чтобы обеспечить более высокую надежность стареющего парка оборудования, необходим способ оценки, позволяющий идентифицировать трансформаторы с высоким риском отказа.
К счастью, сегодня существуют проверенные средства, позволяющие смягчить эти риски. К более устойчивым, надежным электрическим системам приводят превентивные действия с хорошими диагностическими программами, процедуры обслуживания, и планы замены и обновления оборудования, а также стратегии нагрузки и экономии.
Техническое обслуживание силовых трансформаторов
Устанавливаются такие виды планового технического обслуживания трансформаторов:
- профилактический контроль;
- технический осмотр;
Кроме этого, в процессе эксплуатации возможно выполнять внеплановое техническое обслуживание (при появлений неисправностей трансформатора).
Требования безопасности перед началом работ.
- Подготовить необходимый для выполнения данной работы инструмент, приспособления и средства защиты, проверить внешним осмотром и убедиться в их исправности.
- Надеть спецодежду и средства индивидуальной защиты.
- При выполнении работы по распоряжению — получить целевой инструктаж.
- На распределительном силовом щите (РСЩ) отключить рубильник блока профилактируемой камеры. На рукоятке рубильника повесить плакат «Не включать! Работают люди».
- Произвести разряд конденсаторов выпрямителей; открыть дверь трансформаторной камеры и индикатором низкого напряжения убедиться в отсутствии напряжения на блок-контактах контактора выхода.
Техническое обслуживание трансформаторов можно заказать на сайте https://energoinspektor.ru/uslugi/tehnicheskoe-obsluzhivanie/transformatory/ .
Инструкция как мегаомметром проверить трансформатор 250 кВа
Подробно тест проверки сопротивления изоляции обмоток силового трансформатора номинальной мощностью 250 кВа, независимо от класса напряжения по высоковольтной стороне (6/10 кВ или выше) и значением напряжение на низковольтной стороне равной стандарту 0,4 кВ проводится в несколько четких шагов, что позволяет выполнить такое испытание наиболее полно, правильно и главное безопасно.
Основное требование по безопасности в инструкции проверки трансформатора 250кВа или любой другой мощности мегаомметром производится рабочим персоналом только вдвоем, с группой по электробезопасности ведущего измерения не ниже IV (до и выше 1000 вольт), а его напарника – не ниже III категории электробезопасности.
Замеры сопротивления проводят не ранее, чем через 12 часов после окончания заливки в агрегат трансформаторного масла до номинального уровня. Измерения ведут при температуре изоляции не ниже 10 градусов по Цельсию.
Последовательность
Последовательность проведения теста-измерения сопротивления изоляции мегаомметром на 2500В и пределом сопротивления 10000 Ом, следующая:
- Проведение внешнего осмотра преобразователя напряжения в составе энерго системы – перед испытанием специалисты должны провести внешний осмотр оборудования, и визуально убедится в целостности всех элементов, отсутствия повреждений радиатора трансформатора, изоляторов, уровня масла, стекла термометров, заземления трансформатора;
- Замер мегаомметров (2500 В/10000 Ом) проводятся в строгой последовательности по схемам из нормативной документации для текущего теста:
- НН – ВН;
- ВН – НН;
- ВН + НН.
При этом все выводы обмоток одного напряжения соединяют между собой, остальные обмотки в обязательном порядке заземляют.
- С помощью мегаомметра подключенного к выводам обмоткам проводят два замера сопротивления с временным интервалом 15 и 60 секунд. Начало отсчета берут от начала вращения ручки прибора. Перед началом проведения тесты все обмотки трансформатора требуется их заземлять на время не менее 5 минут;
- Перед проведением замеров рабочая зона, где установлен испытываемый агрегат должна быть очищена от любых посторонних предметов, ограждена и в доступных местах вывешены плакаты по электробезопасности типа «СТОЙ! НАПРЯЖЕНИЕ!», а в местах переключения или других подвижных контактах предупреждающие плакаты «НЕ ВКЛЮЧАТЬ! РАБОТАЮТ ЛЮДИ!»
- Полученные значения сопротивлений обмоток в равном температурном эквиваленте, но с разным временным интервалом сравнивают с нормативными данными трансформаторов из технической литературы, фиксируют их в рабочем журнале испытаний. Номинал сопротивления обмоток согласно пунктам «ПУЭ» в нормальном режиме устройства равен не мене 0,5 Мом;
- После измерений сопротивления принимаются проводить следующие измерение в составе данного испытания типа:
- Измерения сопротивления шпилек стяжных, бандажей, прочих конструктивных элементов крепежа корпуса оборудования относительно активного металла магнитопровода и обмоток;
Последний этап
Полученные значения фиксируют в том же формате в рабочем журнале, а после анализируют с основными значениями сопротивлений. Мегаомметр с номиналом по напряжению в 2500 Вольт и пределом по сопротивлению в 10000 Ом позволяет не только получить данные о значения сопротивления внутренних элементов трансформатора в 250кВА, но дает возможно их прозвонить на целостность внутри, тем самым определив есть ли внутри преобразующего устройства неисправности, необходимые к срочному устранению или ремонту. Что в свою очередь влияет на заключительные выводы о возможности ввода нового или ранее используемого оборудования в эксплуатацию в составе всей сложной электроустановки.
Периодичность технического обслуживания трансформаторных подстанций
Отдельные работы при обслуживании КТП
Обслуживание трансформаторных подстанций в межремонтный период, выполняется по мере необходимости. Объекты с постоянным дежурством подвергаются визуальному осмотру конструкции, контролю технических характеристик — не менее одного раза в сутки. Распределительные станции без постоянного дежурства осматриваются не реже 1 раза в 30 дней.
Список отдельных работ включает:
- очистку корпусов силовых трансформаторов, подвесных и опорных изоляторов, аппаратов, других частей от пыли, загрязнений;
- проверку механических блокировок;
- затяжку соединений контактных групп;
- регулировку разъединителей, приводов, выключателей;
- смазку шарнирных, трущихся элементов;
- замену, обновление маркировки, мнемонических схем, предупредительных знаков, табличек;
- замену плавких вставок, доливку рабочей жидкости в устройства с масляным охлаждением.
Опыт специалистов от 8 лет в сочетании с новой материально-технической базой позволяет качественно обслуживать трансформаторные подстанции, устранять проблемы любой сложности. Оставьте заявку, чтобы задать вопросы менеджеру в Москве и согласовать время работ.
Как мы работаем Вы обращаетесь к нам Мы готовим коммерческое предложение Согласовываем объем работ, срок выполнения и цену Мы выполняем работу в согласованные сроки Вы получаете техническое заключение
Зачем нужен
Осмотр трансформатора позволяет предупредить различного рода повреждения не только него самого, но и других подключенных к нему приборов и устройств. Электроустановка и находящийся тс внутри требуется постоянной проверки, если речь идет о крупном производстве, когда энергия поставляется бесперебойно. Для оборудования, которое не так часто эксплуатируется проверки проводятся реже.
Эксплуатация сопряжена с рядом трудностей. Даже выбор качественно тс от надежного поставщика и работа без единого даже мельчайшего нарушения не гарантирует, что трансформатор не поломается и будет служить долго. Осмотр позволяет выявить неполадки, связанные с:
- изменением температурных показателей масла;
- снижением работоспособности изоляционных материалов;
- наличием течи масла из аппарата;
- нарушением целостности заземления;
- сменой нагрузки;
- изменением показателей подачи первичного напряжения и многого другого.
Возникновение этих проблем приводит к потере работоспособности тс (если он полностью не выйдет из строя, то показывает низкую эффективность). Негативные моменты способствуют поломке конструктивных узлов и дополнительных деталей, а также плохо влияют на конечный итог работы. Кроме того, проблемы с заземлением и изоляцией могут принести огромный вред персоналу, вплоть до летального исхода.
Дополнительные испытания
Испытания с оценкой внешней целостности корпуса трансформатора, анализа трансформаторного масла, вводов, тест встроенных трансформаторов тока силового преобразователя напряжения хоть и носят вспомогательный характер, но должны в обязательном порядке проводится при проведении приемосдаточных работ на объекте.
Кратко о каждом из них рассказывается ниже.
Трансформаторного масла
Масло в системе силового трансформатора напряжения играет роль охлаждающей, изоляционной жидкости в зависимости от типа сборки электроагрегата. К тому же со временем необходимые показатели этого жидкого вещества могут видоизменяться (масло может «стареть»), что негативно может повлиять на правильную работу всего преобразователя напряжения в целом. Поэтому при дополнительных испытаниях трансформаторное масло оценивают по нескольким параметрам:
- Степень возможного окисления масла;
- Критический нагрев до режима воспламенения жидкости;
- Допуски вещества по плотности.
Данные собираются на основе тестов с помощью специальных лабораторных измерителей, которые после испытаний сравнивают с паспортными значениями и в случае серьезных отклонений полученных параметров от заданных, принимают соответствующие меры.
Вводов
Следующим вспомогательным тестом является проверка и осмотр всех контактных вводов силового оборудования на обнаружения явных неисправностей, деформаций или иных дефективных изменений, которых не было на этапе прошлого тестирования.
Ведется обязательная очистка контактных вводов от пыли, грязи и других посторонних веществ, которые могут отрицательно повлиять на работоспособность оборудования.
Встроенных ТТ
Дополнительным обязательным испытанием подвергаются встроенные трансформаторы тока на силовом преобразователе напряжения согласно «ПЭУ» по пунктам. 7.1, 7.3.2, 7.4-7.6. В основу таких тестов входят несколько проверок оборудования:
- Измерение сопротивления изоляции встроенных ТТ – полученное значение сопротивления должно быть не менее 1 Мом;
- Тепловизионный контроль ТТ – тест и оценка проводится согласно нормам, указанным в приложении 3 «ПУЭ»;
- Контроль изоляции под рабочим напряжением.
Все полученные параметры, после проведения их сравнительного анализа с паспортными данным добавляются к основным результатам проверки оборудования занесением в рабочий журнал.
Включение толчком на номинальное напряжение
Перед тестированием трансформатора подобным опытом монтажные, очистные работы с силовым оборудованием должны быть полностью закончены. Первичный анализ и общие мероприятия методики тестов трансформатора должны нести минимум удовлетворительные значения и параметры для проведения включения толчком на номинал напряжения.
Суть вспомогательного испытания состоит в подключении к трансформатору дизель генератора и подача напряжения на него без нагрузки в 3-6 кратной величине толчком в присутствии рабочего персонала, который ведет оценку и анализ всех защит и механизмов силового преобразователя напряжения.
Если срабатывания защит трансформатора на отключение от сети не было, оборудование остается под напряжением на длительный период с дальнейшей его «прослушкой» и анализа работы.
По результатам тестирования полученные данные, выводы о работе силового электрооборудования заносятся в рабочий журнал испытаний.
Ремонт бака трансформатора
Внутреннюю поверхность бака очищают металлическим скребком и промывают отработавшим трансформаторным маслом. Вмятины нагревают пламенем газовой горелки и выправляют ударами молотка. Трещины на ребре и стенке корпуса заваривают газовой сваркой, а в трубе — электросваркой. Для проверки качества сварки наружную сторону шва зачищают и покрывают мелом, а изнутри смачивают керосином (при наличии трещин мел смачивается керосином и темнеет). Герметичность корпуса проверяют заливкой бака отработавшим маслом на 1 ч при температуре не ниже 10°С.
Перед заваркой трещины на ее концах просверливают сквозные отверстия диаметром в несколько миллиметров. Снимают фаски кромок трещины и заваривают ее электросваркой. Плотность шва контролируют с помощью керосина. Неплотные швы вырубают и заваривают вновь.
Основными причинами отказов, сопровождавшихся внутренними К. З. в трансформаторе, являются:
- пробой внутренней изоляции высоковольтных вводов — 48 %
- недостаточная стойкость при КЗ-14 %
- износ изоляции обмоток — 12 %
- пробой изоляции обмоток — 7 %
- повреждения РПН — 5 %
- пробой изоляции отводов, нарушение контактного соединения отвода обмотки, обрыв части проводников гибкой связи — 5 %
На рисунке изображена зависимость повреждаемости трансформаторов с внутренними КЗ от срока эксплуатации.
Полученный график показывает на рост повреждаемости трансформаторов, сопровождающейся внутренними КЗ, в зависимости от срока эксплуатации.
Основными причинами повреждаемости трансформаторов, не сопровождавшихся внутренними КЗ, но приведших к отключению действием автоматических защитных устройств или вынужденному отключению персоналом по аварийной заявке, являются:
- нарушение в работе РПН — 20 %
- течи масла из вводов — 16 %
- течи масла из трансформатора из-за нарушений сварных соединений и резиновых уплотнений — 13 %
- повреждение двигателей маслонасосов системы охлаждения — 4 %
- повышение давления в высоковольтных герметичных вводах — 3 %
- повреждение оболочки пленочной защиты — 2 %
Анализ ситуации, складывающейся с эксплуатацией силовых трансформаторов за последние годы, показывает, что естественный износ и старение оборудования опережают процессы его реконструкции, замены и техперевооружения.
Существующая нормативная система электрических испытаний силовых трансформаторов включает в себя измерения сопротивления изоляции обмоток, тангенса угла диэлектрических потерь изоляции обмоток, емкости изоляции обмоток, сопротивления обмоток постоянному току, тока и потерь холостого хода. Измеренные характеристики обычно сравниваются с исходными данными, указанными в паспортах и протоколах заводских испытаний, а также с результатами измерений, полученных для оборудования такого же типа, либо измеренными ранее на данном объекте. На основании сопоставления всех характеристик может быть дано заключение о возможности дальнейшей эксплуатации оборудования.
Обзор опыта эксплуатации оборудования и диагностики на основе нормативной системы электрических испытаний показывает, что общим недостатком методов профилактических испытаний является их низкая чувствительность к выявлению дефектов и практическая невозможность обнаружения локальных повреждений, особенно в начальной стадии их развития. Случаи отбраковки по выявленным этими методами дефектами не превосходят 3 %.
Для выявления дефектов на ранней стадии кроме нормативной системы высоковольтных испытаний необходимо применять на практике и новые не требующие отключения оборудования методы диагностики силовых трансформаторов:
- хроматография
- определение фурановых производных
- тепловизионное обследование
Основная цель обследований — дать объективную оценку состояния трансформаторов, выявить дефекты оборудования, а также разработать рекомендации по устранению дефектов, проведению ремонтных работ и дальнейшей безаварийной эксплуатации этих электрических машин.
Каждый из видов испытаний не дает достоверной картины о виде повреждения, только при учете всех видов традиционных и нетрадиционных измерений, в совокупности с опытом и применением современных алгоритмов диагностики можно определить дефекты в силовом трансформаторе на ранней стадии, тем самым существенно сократить число аварийных ситуаций, связанных с эксплуатацией дефектного оборудования.
Текущий ремонт с сухим типом охлаждения
Оборудование с сухим типом охлаждения имеет литую изоляцию. Оно простое в применении, не капризно. Техобслуживание подобного прибора выполняется по установленному регламенту. Его пункты зависят от условий окружающей среды и эксплуатации. Процесс выполняется по следующей схеме:
Раз в полгода нужно проверять охладительную систему. Если в конструкции установлены вентиляторы (принудительная вентиляция), качество их работы необходимо оценить
Важно определить работоспособность температурного контроллера. Поверхность прибора очищается от различных загрязнений. Эту процедуру проводят раз в квартал или полгода
Если окружающая среда имеет высокий уровень загрязнённости, очистку проводят чаще. Раз в год исследуется корпус на наличие трещин. При необходимости их следует сразу же устранить. Проверяется целостность изоляции, защиты металлических элементов конструкции. Осмотр выполняется раз в год. Фиксация обмотки должна быть крепкой. Её проверяют при техосмотре. Если будут выявлены повреждения в обмотке литого вида, её полностью меняют.
Уход за сухим типом устройств требует меньше сил и времени. Это объясняется отсутствием в системе жидкости, состояние которой нужно постоянно контролировать. Масляные разновидности необходимо исследовать тщательнее.
Работы при капитальном ремонте силовых трансформаторов
- При капитальном ремонте выполняются все операции текущего ремонта, а также следующие работы:
- слив (откачка) масла из бака со взятием пробы для химического анализа;
- демонтаж электрических аппаратов, переключателя напряжения и бака расширителя;
- отсоединение выводов от катушек;
- выемка из бака и осмотр сердечника;
- демонтаж радиаторов;
- чистка бака внутри;
- разболчивание и расшихтовка (при необходимости) верхнего ярма магнитопровода с распрессовкой и снятием катушек, их замена или ремонт изоляции обмоток низкого и высокого напряжения, сушка и пропитка обмоток, при необходимости – смена межлистовой изоляции и перешихтовка электростали магнитопровода после сборки без обмоток, установка катушек высокого и низкого напряжения на стержни магнитопровода, навар выводов на катушки;
- установка присоединяющих устройств и изолирующих планок, расклинивание обмоток;
- проверка мегомметром стяжных шпилек с заменой дефектной изоляции, ремонт переключателей напряжения и отводов;
- ремонт крышки расширителя, радиаторов, кранов, термосифонных фильтров (с заменой силикагеля);
- замена прокладок;
- замена азота в газонаполненных трансформаторах;
- ремонт (замена) изоляторов (вводов);
- ремонт охлаждающих и маслоочистительных устройств;
- ремонт (замена) масляных насосов, вентиляторов;
- окраска бака;
- замена масла во вводах;
- заливка трансформаторного масла (засыпка кварцевым песком);
- проверка контрольно-измерительных приборов, сигнальных и защитных устройств.
- Для трансформаторов и трансформаторных подстанций во взрывозащищенном исполнении дополнительно выполняются следующие работы:
- проверка состояния блокировок;
- проверка элементов взрывозащиты, оболочек;
- покрытие взрывозащитных поверхностей тонким слоем консистентной смазки ЦИАТИМ-202, ЦИАТИМ-203.
Указания по ремонту приведены для силовых трансформаторов общепромышленного назначения напряжением до 35 кВ мощностью до 16 000 кВА, трансформаторов для питания преобразователей и электропечей, трансформаторов сухих; автотрансформаторов мощностью до 250 кВА, стабилизаторов напряжения на 220–380 В мощностью до 100 кВА; комплектных трансформаторных подстанций напряжением до 10 кВ мощностью до 1000 кВА.
Эксплуатация и ремонт перечисленного оборудования должны удовлетворять требованиям ПТЭ и ППБ.
Для обеспечения безопасности проведения работ при ТО и ремонте силовых трансформаторов персонал, привлекаемый для этих целей, должен иметь квалификационную группу согласно ПТЭ и ППБ.
Вывод в ремонт силового трансформатора последовательность
Задача и особенности заземления трансформаторов.
Во время эксплуатации любой трансформатор, понижающий или повышающий, выводится с работы аварийно в следующих случаях:
- Внутреннее потрескивание, которое характерно для электрического разряда между двумя разно полярными проводниками;
- Ненормального или неравномерного шума, который появляется как с нагрузкой, так и без неё;
- При необоснованном нагреве, который увеличивается даже при номинальной нагрузке и исправном охлаждении;
- При выбросах масла, которые могут быть и с расширителя и с разрушенной диафрагмы выхлопной трубы;
- При сильной течи масла, а также при достижении минимального допустимого уровня;
- После получения из лаборатории плохих результатов проведённого химического анализа масла.
Последовательность действий персонала при выводе с работы трансформатора в ремонт чётко регламентируется под роспись. В зависимости от местных условий и схемы включения трансформаторов эти переключения могут немного отличаться друг от друга, но основная логическая цепочка всё же остаётся неизменной. Главное, они должны быть выполнены без последствий для питаемого оборудования и для источников, потребляющих электроэнергию, а также безопасно, то есть с применением как основных, так и дополнительных средств индивидуальной защиты.
Вот последовательность отключений и переключений в схеме понижающего трехфазного масляного или сухого трансформатора подстанции, для вывода его в ремонт:
- Если имеется секционный разъединитель и масляный выключатель с низкой стороны, то для обеспечения бесперебойного электроснабжения питающихся потребителей. при этом в первую очередь включается разъединитель а уже потом секционный масляный выключатель;
- Отключается масляный выключатель с низкой стороны. Теперь обе секции питаются от одного трансформатора, который во время ремонта другого будет питать обе секции. Естественно, это если их всего две, как и трансформаторов;
- Отключается вводной масляный выключатель, то есть с высокой стороны;
- Теперь можно уже обеспечивать видимый разрыв к силовым шинам выводимого в ремонт трансформатора путём отключения линейных или шинных разъединителей;
- С низкой и с высокой стороны должны быть установлены переносные заземления, естественно, после непосредственной проверки отсутствия напряжения и вывешивания плакатов безопасности.
После чего на ремонтируемый трансформатор допускается бригада, с соблюдением всех организационных и технических мероприятий.
