Обслуговування силових трансформаторів

                   При огляді силових трансформаторів перевіряють свідчення термометрів і мановакууметри; стан кожухів трансформаторів; відсутність течі масла; наявність масла в маслонаповнених вводах; відповідність рівня масла в розширювачі температурної позначки; стан ізоляторів, маслоохолоджувальних і маслозбірних пристроїв, ошиновки і кабелів; відсутність нагріву контактних з'єднань; справності пробивних запобіжників і сигналізації; стан мережі заземлення трансформаторного приміщення.

 

Огляди без відключення трансформаторів виробляють:

 

1 раз на добу - в установках з постійним черговим персоналом.

 

Не рідше 1 разу на місяць - в установках без постійного чергового персоналу.

 

Не рідше 1 разу на 6 мес.- на трансформаторних пунктах.

 

Позачергові огляди проводять при різкій зміні температури зовнішнього повітря і при кожному відключенні трансформатора від дії струмового або диференційного захисту.

 

                Трансформатор виводять з роботи при виявленні:

 

- потріскування всередині трансформатора і сильно нерівномірного шуму;

 

- ненормального і постійно зростаючого нагріву трансформаторів при нормальних навантаженні і охолодженні;

 

- викиду масла з розширювача або розриву діафрагми вихлопної труби;

 

- течі масла з пониженням рівня його нижче рівня масломірного скла;

 

при необхідності негайної заміни масла за результатами лабораторних аналізів. У трансформаторів потужністю 160 кВА і більше масло піддають безперервної регенерації, що здійснюється в термосифонних фільтрах або шляхом періодичного приєднання абсорбера.

 

Що знаходиться в експлуатації ізоляційне масло піддають лабораторним випробуванням в такі строки:

 

- не рідше 1 разу на 3 роки для трансформаторів, що працюють з термосифонного фільтрами (скорочений аналіз);

 

- після капітальних ремонтів трансформаторів і апаратів;

 

- 1 раз на рік для трансформаторів, що працюють без термосифонних фільтрів (скорочений аналіз).

 

Позачергову пробу масла для визначення температури спалаху відбирають з трансформатора при виявленні горючого газу в газовому реле трансформатора. У трансформаторах і апаратах ізоляційне масло при зниженні електричної міцності, зниження хімічних показників нижче норм на експлуатаційне масло, а також при виявленні в ньому механічних домішок відновлюють або замінюють.

 

Допустимість змішування різних масел при доливаючи його в трансформатори потужністю 1000 кВА і більше, а також змішання свіжого і експлуатаційного масел повинні підтверджуватися лабораторними випробуванням на випадання осаду і стабільність.

 

Температура верхніх шарів масла при номінальному навантаженні трансформатора і максимальній температурі охолоджуючої середовища (30 ° С - повітря, 25 ° С - води) не повинна перевищувати:

 

- 70 ° С в трансформаторах з примусовою циркуляцією масла і води;

 

- 75 ° С в трансформаторах з примусовою циркуляцією масла та повітря;

 

- 95 ° С в трансформаторах з природною циркуляцією повітря і масла або примусовою циркуляцією повітря і природною циркуляцією масла.

 

Допускається робота трансформаторів з дутьевим охолодженням масла з вимкненим дуттям, якщо навантаження менше номінальної і температура верхніх шарів масла не перевищує 55 ° С і при мінусових температурах навколишнього повітря і температурі масла не вище 45 ° С, незалежно від навантаження.

 

На головних знижувальних підстанціях багатьох підприємств в даний час широко використовуються силові трансформатори з розщепленої обмоткою нижчої напруги. Потужність кожної обмотки допускає навантаження не більше 62% від номінальної потужності трансформатора.

 

Відключений релейного захистом трансформатор дозволяється включати тільки після його огляду, випробувань, перевірки газу з газового реле та усунення несправностей. У випадках помилкового спрацьовування газової або диференціальної захистів допускається одне повторне включення трансформатора при відсутності видимих ​​зовнішніх ознак його пошкодження. Якщо відключення трансформатора сталося в результаті дії захистів, які не пов'язані з його пошкодженням, можна включати трансформатор в мережу без його перевірки.

 

               Газовий захист може спрацьовувати хибно з наступних причин:

 

- струсу трансформатора в результаті дії великих струмів перевантаження, що проходять по його обмоток, а також наскрізних струмів короткого замикання за трансформатором;

 

- ненормальною вібрації під час пуску і зупинці вентиляторів і циркуляційних насосів у трансформаторів з примусовими системами охолодження від виникаючих перетоків і поштовхів масла в трубопроводах;

 

- в результаті несвоєчасної доливці масла і зниження його рівня;

 

- неправильної установки трансформатора, при якому можливий значний викид повітря через газові реле, то ж може бути і при доливці масла в трансформатор.

 

Під час очищення та регенерації масла і всіх роботах в масляній системі, перевірці газового захисту або її несправності, що відключає елемент газового захисту повинен бути переведений дією на сигнал.

 

Введення газового захисту в дію на відключення після виведення її з роботи виробляється через одну добу, якщо не було скупчення повітря в газовому реле, в іншому випадку включення виробляють через добу після припинення виділення повітря. Якщо рівень масла в масломірного склі підвищився дуже високо і швидко, не можна до з'ясування причини відкривати пробки, прочищати дихальну трубку без розмикання ланцюга відключення реле.

 

Якщо газовий захист спрацювала з дією на сигнал, в результаті накопичився в реле повітря, необхідно випустити повітря з реле і перевести ланцюг відключення захисту на сигнал. При відключенні трансформатора від газового захисту і виявленні при перевірці в реле горючого газу - повторне відключення трансформатора забороняється.

 

Про характер пошкодження всередині трансформатора можна попередньо судити за кольором виділяється в реле газу. Жовтий колір газів свідчить про пошкодження дерева, білувато-сірий - паперу, а чорний - масла.

 

Для перевірки горючості газів запалюють сірник і підносять її до трохи прочиненому верхньому крану реле. Горючість газів свідчить про внутрішній пошкодженні трансформатора.

 

Аналіз масла і робота газового захисту дозволяють виявити внутрішні пошкодження трансформатора, які розвиваються повільно, наприклад, наявність прямого контакту в перемикачі відгалужень, пожежа в стали.

 

За зміною показників трансформаторного масла можна судити про причини порушень роботи електричних маслонаповнених апаратів і своєчасно вжити заходів щодо запобігання аварію.

 

                   Свіже трансформаторне масло, залите в Електроапарат, повинно мати світло-жовтий колір. В процесі експлуатації колір масла темніє під впливом нагріву, забруднень і утворюються при окисленні смоли опадів. Свіже масло може придбати темний колір від забруднення при транспортуванні або в результаті недостатньо хорошою очищення. Якщо при експлуатації масло швидко потемніло, то це сталося через надмірне його перегріву або від утворюється в ньому вуглецю. Колір масла не є показником шлюбу і діючих інструкцій не нормується, але служить для орієнтовної оцінки якості масла при обслуговуванні маслонаповнених електроустановок. Забруднення масла може походити від попадання в нього в результаті розчинення лаків, фарб, бакелітовій і бавовняної ізоляції, освіти вуглецю від горіння електричної дуги, шлаку від старіння масла. Поява в трансформаторному маслі опадів і домішок небезпечно тим, що вони, будучи сильно гігроскопічними, при відкладеннях на поверхні ізоляції трансформаторів, сприяють короткого замикання.

 

Якщо візуально визначено, що масло містить домішки у вигляді осаду, воно повинно бути піддано фільтрації або центрифугування.

 

Вода в маслі з'являється при його старінні або в результаті розгерметизації апарату. Вона може міститися в трьох видах:

 

- розчинена вода (з'являється від поперемінного нагріву і охолодження масла);

 

- обложена (на дні резервуара);

 

- зважена у вигляді крапельок в маслі або у вигляді емульсії.

 

 

                   Важливим якісним показником трансформаторного масла:

 

- є температура спалаху, т. Е. Температура, при якій пари масла, що нагрівається в закритій посудині, утворюють з повітрям суміш, спалахує при піднесенні до неї полум'я. Чим температура нижче, тим більше його випаровуваність. Склад масла при випаровуванні погіршується, зростає в'язкість, утворюються шкідливі і вибухонебезпечні гази. Температура спалаху при правильній експлуатації трансформатора кілька збільшується, так як з масла випаровуються легкі фракції, однак іноді температура спалаху різко знижується. Це відбувається в результаті пошкодження всередині трансформатора через крекінг-процесу масла. Найчастіше такі пошкодження супроводжуються спрацьовуванням газового захисту. Якщо газова захист спрацював, трансформаторне масло слід піддати позачергової контрольній перевірці - скороченим аналізу, випробуванню на діелектричну міцність і температуру спалаху, яка не повинна бути нижче 135 ° С.

- зниження температури спалаху більш ніж на 5 ° С в порівнянні з початковими даними вказує на наявність несправності в трансформаторі. При погіршенні якості масла проти встановлених норм як на працюючому, так і на відключеному трансформаторі, масло слід замінити або піддати фільтрації і регенерації. При експлуатації можна включати трансформатор з застиглим маслом, але при цьому потрібно уважно стежити за його температурою, так як через відсутність циркуляції можливий неприпустимий нагрів обмоток трансформатора.

 

Однак слід пам'ятати, що температура масла дуже наближено відображає дійсну температуру обмоток трансформатора. У маслі при регенерації може залишитися деяка кількість сірчаної кислоти або лугу. Кислоти можуть утворюватися в маслі і в результаті окислення його при експлуатації. Водорозчинні кислоти і луги в маслі призводять до різкого погіршення його якості.

 

Низькомолекулярні кислоти викликають корозію металів і старіння ізоляції. Наявність кислот характеризують кислотним числом-кількістю міліграмів їдкого натрію, необхідного для нейтралізації всіх вільних кислот в 1 г масла.

 

Для масла, що заливається в трансформатор, дуже важливо, щоб в'язкість його була якомога менше. Це сприяє кращому відводу теплоти від обмоток. Кінематична в'язкість масла при 20 ° С повинна складати не більше 30 мм 2 / с, при 50 ° С - не більше 9,6 мм 2 / с. В процесі експлуатації в маслі підвищується зольність, за рахунок корозії металів (міді-заліза), розчинення лаків. Наявність в олії сірки у вільному стані або в з'єднаннях, легко її віддають, неприпустимо. Сірка призводить до сильного збільшення опору контактів в перемикачах відгалужень трансформаторів, і особливо в вимикачах.

Натрової пробою з подкислением називають метод визначення ступеня відмивання масел від сторонніх домішок. У свіжому маслі натрової проба характеризує його стабільність. Оцінюється натрової проба балами - для масла ТКП - не більше 1, а для масла ТК <2 бали.

 

                                                                Температурою застигання масла називають максимальну температуру, при якій масло загусає настільки, що при нахилі пробірки з охолодженим маслом під кутом 45 °, його рівень залишається незмінним протягом 1 хвилини. Для свіжого масла температура застигання повинна бути не нижче - 45 ° С.

 

Здатність трансформаторного масла протистояти окислювальному впливу кисню повітря при підвищеній температурі називають його стабільністю. Вона характеризується відсотком осаду, кислотним числом і змістом водорозчинних кислот в окисленому маслі, підданому штучному старінню. Після окислення кількість осаду повинно складати не більше 0,1% для масла ТК.

          На свіже трансформаторне масло, яке надходить із заводу, встановлені норми тангенса кута діелектричних втрат. Норми характеризують ступінь очищення масла на заводі. При погіршенні ізоляційних характеристик трансформаторів потрібно проводити вимірювання тангенса кута діелектричних втрат, який оцінюють у відсотках при трьох температурах: 20, 70, 90 ° С.

 

Важливим показником якості трансформаторного масла є його електрична міцність. Визначається вона додатком до нього випробувальної напруги, при підвищенні якого до критичної позначки опір масла знижується до нуля і відбувається пробій. Напруга, при якому відбувається пробій масла в стандартному розряднику з відстанню між електродами, рівним 2,5 мм, називають пробивним напругою або пробивний міцністю масла і висловлюють в кіловольт. При забрудненні і, особливо при зволоженні, різко знижується електрична міцність трансформаторного масла.

 

Очищення і сушіння трансформаторного масла від механічних домішок і вологи в процесі експлуатації виробляють, використовуючи спеціальні установки типу ПСМ 1-3000, СМ 1-3000, адсорбційні цеолітові, ПСМ 2-4. Досвід центрифугування показує, що за один цикл очищення можна підвищити електричну міцність масла до 5-7 кВ. Для глибокої і якісної очистки трансформаторного масла застосовують цеолитовую установку, в якій за допомогою цеоліту з масла абсорбується волога.

 

При технічному обслуговуванні комплектних трансформаторних підстанцій основним обладнанням, за яким потрібно вести регулярне спостереження і догляд, є силові трансформатори і комутаційна апаратура розподільних щитів.

 

Завод-виробник несе відповідальність за справну роботу КТП протягом 12 міс. з дня введення їх в експлуатацію, але не більше 24 міс. з дня відвантаження за умови дотримання правил зберігання, транспортування та обслуговування.

 

Токи навантажень при нормальній експлуатації не повинні перевищувати значень, зазначених в заводських інструкціях. Струм в нейтрали у сухих трансформаторів не повинен перевищувати 25% номінального струму фази. У підстанціях з двома резервують один одного трансформаторами експлуатаційне навантаження кожного трансформатора не повинна перевищувати 80% номінальної. При аварійному режимі допускається перевантаження ліній, що відходять від розподільних щитів КТП, при захисті їх автоматами з комбінованими расцепителями.

 

Крім показань приладів про навантаженні герметизованих трансформаторів типу ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при нормальному навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показаннями мановакуумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи скляну діафрагму, при цьому тиск знижується до нуля. Різке зниження внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.

Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона розбита, трансформатор відключають, з'ясовують причину, яка призвела до спрацьовування реле тиску, і при відсутності пошкодження (т. Е. Реле спрацювало від перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають трансформатор під знижену навантаження. На герметизованих трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах совтола або масла встановлено термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий сигнал при перегріванні.

 

У трансформаторів, забезпечених термосифонного фільтрами, під час експлуатації контролюють нормальну циркуляцію масла через фільтр по нагріванню верхньої частини його кожуха. Якщо в пробі масла виявляють забрудненість, фільтр перезаряджають. Для цього фільтр розбирають, очищають внутрішню поверхню від бруду, шламу і промивають чистим сухим маслом. При необхідності замінюють сорбент. Сорбент, отриманий в герметичній тарі, можна застосовувати без сушіння.

 

Контроль за осушувачем зводиться до спостереження за кольором індикаторного сілікателя. Якщо велика частина його забарвлюється в рожевий колір, весь сілікатель осушувача замінюють або відновлюють нагріванням його при 450-500 ° С протягом 2 год, індикаторний сілікатель - нагріванням при 120 ° С до тих пір, поки вся маса не забарвиться в блакитний колір (приблизно через 15 год).

 

Видалення шламу і оксидної плівки з контактної системи перемикача ступенів рекомендується проводити не рідше 1 разу на рік прокручуванням перемикача до 15-20 разів за годинниковою і проти годинникової стрілки.

 

Періодичність оглядів КТП встановлюється службою відділу Головного енергетика в залежності від умов роботи підстанції, інтенсивності роботи комутаційної апаратури розподільного щита, температури навколишнього середовища, запиленості і т. П. Для механічних цехів тривалість проміжків між оглядами 6 міс. Огляд КТП проводиться при повністю знятій напрузі на вводі і лініях, що відходять. При оглядах проводять чистку від пилу і бруду всіх пристроїв підстанції, перевіряють болтові з'єднання. При виявленні обгорання контактні поверхні зачищають і відновлюють антикорозійне металопокриття.