Стартовая >> Документация >> Подстанции >> Обслуживание силовых трансформаторов и КТП

Обслуживание силовых трансформаторов и КТП

При осмотре силовых трансформаторов проверяют показания термометров и мановакууметров; состояние кожухов трансформаторов; отсутствие течи масла; наличие масла в маслонаполненных вводах; соответствие уровня масла в расширителе температурной отметке; состояние изоляторов, маслоохлаждающих и маслосборных устройств, ошиновки и кабелей; отсутствие нагрева контактных соединений; исправности пробивных предохранителей и сигнализации; состояние сети заземления трансформаторного помещения.
Осмотры без отключения трансформаторов производят:

  1. 1 раз в сутки — в установках с постоянным дежурным персоналом.
  2. Не реже 1 раза в месяц — в установках без постоянного дежурного персонала.
  3. Не реже 1 раза в 6 мес.— на трансформаторных пунктах.

Внеочередные осмотры производят при резком изменении температуры наружного воздуха и при каждом отключении трансформатора от действия токовой или дифференциальной защиты.
Трансформатор выводят из работы при обнаружении:

  1. потрескивания внутри трансформатора и сильно неравномерного шума;
  2. ненормального и постоянно возрастающего нагрева трансформаторов при нормальных нагрузке и охлаждении;
  3. выброса масла из расширителя или разрыва диафрагмы выхлопной трубы;
  4. течи масла с понижением уровня его ниже уровня масломерного стекла;
  5. при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов. У трансформаторов мощностью 160 кВА и более масло подвергают непрерывной регенерации, осуществляемой в термосифонных фильтрах или путем периодического присоединения абсорбера.

Находящееся в эксплуатации изоляционное масло подвергают лабораторным испытаниям в следующие сроки:

  1. не реже 1 раза в 3 года для трансформаторов, работающих с термосифонными фильтрами (сокращенный анализ);
  2. после капитальных ремонтов трансформаторов и аппаратов;
  3. 1 раз в год для трансформаторов, работающих без термосифонных фильтров (сокращенный анализ).

Внеочередную пробу масла для определения температуры вспышки отбирают из трансформатора при обнаружении горючего газа в газовом реле трансформатора. В трансформаторах и аппаратах изоляционное масло при понижении электрической прочности, снижении химических показателей ниже норм на эксплуатационное масло, а также при обнаружении в нем механических примесей восстанавливают или заменяют.
Допустимость смешения разных масел при доливах его в трансформаторы мощностью 1000 кВА и более, а также смешение свежего и эксплуатационного масел должны подтверждаться лабораторным испытанием на выпадение осадка и стабильность.
Температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке трансформатора и максимальной температуре охлаждающей среды (30°С — воздуха, 25°С — воды) не должна превышать:

  1. 70°С в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла и воды;
  2. 75°С в трансформаторах с принудительной циркуляцией масла и воздуха;
  3. 95°С в трансформаторах с естественной циркуляцией воздуха и масла или принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла.

Допускается работа трансформаторов с дутьевым охлаждением масла с выключенным дутьем, если нагрузка меньше номинальной и температура верхних слоев масла не превышает 55°С и при минусовых температурах окружающего воздуха и температуре масла не выше 45°С, вне зависимости от нагрузки.
На главных понизительных подстанциях многих предприятий в настоящее время широко используются силовые трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Мощность каждой обмотки допускает нагрузку не более 62 % от номинальной мощности трансформатора.
Отключенный релейной защитой трансформатор разрешается включать только после его осмотра, испытаний, проверки газа из газового реле и устранения неисправностей. В случаях ложного срабатывания газовой или дифференциальной защит допускается одно повторное включение трансформатора при отсутствии видимых внешних признаков его повреждения. Если отключение трансформатора произошло в результате действия защит, которые не связаны с его повреждением, можно включать трансформатор в сеть без его проверки.
Газовая защита может срабатывать ложно по следующим причинам:

  1. сотрясения трансформатора в результате воздействия больших токов перегрузки, проходящими по его обмоткам, а также сквозных токов короткого замыкания за трансформатором;
  2. ненормальной вибрации при пуске и остановке вентиляторов и циркуляционных насосов у трансформаторов с принудительными системами охлаждения от возникающих перетоков и толчков масла в трубопроводах;
  3. в результате несвоевременной доливке масла и снижения его уровня;
  4. неправильной установки трансформатора, при котором возможен значительный выброс воздуха через газовые реле, то же может быть и при доливке масла в трансформатор.

При очистке и регенерации масла и всех работах в масляной системе, проверке газовой защиты или ее неисправности, отключающий элемент газовой защиты должен быть переведен действием на сигнал.
Ввод газовой защиты в действие на отключение после вывода ее из работы производится через одни сутки, если не было скопления воздуха в газовом реле, в противном случае включение производят через сутки после прекращения выделения воздуха. Если уровень масла в масломерном стекле повысился очень высоко и быстро, нельзя до выяснения причины открывать пробки, прочищать дыхательную трубку без размыкания цепи отключения реле.
Если газовая защита сработала с действием на сигнал, в результате накопившегося в реле воздуха, необходимо выпустить воздух из реле и перевести цепь отключения защиты на сигнал. При отключении трансформатора от газовой защиты и обнаружении при проверке в реле горючего газа — повторное отключение трансформатора запрещается.
О характере повреждения внутри трансформатора можно предварительно судить по цвету выделяющегося в реле газа. Желтый цвет газов свидетельствует о повреждении дерева, беловато-серый — бумаги, а черный — масла.
Для проверки горючести газов зажигают спичку и подносят ее к чуть приоткрытому верхнему крану реле. Горючесть газов свидетельствует о внутреннем повреждении трансформатора.
Анализ масла и работа газовой защиты позволяют обнаружить внутренние повреждения трансформатора, которые развиваются медленно, например, наличие прямого контакта в переключателе ответвлений, пожар в стали.
По изменению показателей трансформаторного масла можно судить о причинах нарушений работы электрических маслонаполненных аппаратов и своевременно принять меры, предотвращающие аварию.
Свежее трансформаторное масло, залитое в электроаппарат, должно иметь светло-желтый цвет. В процессе эксплуатации цвет масла темнеет под влиянием нагрева, загрязнений и образующихся при окислении смолы осадков. Свежее масло может приобрести темный цвет от загрязнения при транспортировке или в результате недостаточно хорошей очистки. Если при эксплуатации масло быстро потемнело, то это произошло по причине чрезмерного его перегрева или от образующегося в нем углерода. Цвет масла не является показателем брака и действующими инструкциями не нормируется, но служит для ориентировочной оценки качества масла при обслуживании маслонаполненных электроустановок. Загрязнение масла может происходить от попадания в него в результате растворения лаков, красок, бакелитовой и хлопчатобумажной изоляции, образования углерода от горения электрической дуги, шлака от старения масла. Появление в трансформаторном масле осадков и примесей опасно тем, что они, будучи сильно гигроскопичными, при отложениях на поверхности изоляции трансформаторов, способствуют короткому замыканию.
Если визуально определено, что масло содержит примеси в виде осадка, оно должно быть подвергнуто фильтрации или центрифугированию.
Вода в масле появляется при его старении или в результате разгерметизации аппарата. Она может содержаться в трех видах:

  1. растворенная вода (появляется от попеременного нагрева и охлаждения масла);
  2. осажденная (на дне резервуара);
  3. взвешенная в виде капелек в масле или в виде эмульсии.

Важным качественным показателем трансформаторного масла
является температура вспышки, т. е. температура, при которой пары масла, нагреваемого в закрытом сосуде, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Чем температура ниже, тем больше его испаряемость. Состав масла при испарении ухудшается, растет вязкость, образуются вредные и взрывоопасные газы. Температура вспышки при правильной эксплуатации трансформатора несколько увеличивается, так как из масла улетучиваются легкие фракции, однако иногда температура вспышки резко снижается. Это происходит в результате повреждения внутри трансформатора из-за крекинг-процесса масла. Чаще такие повреждения сопровождаются срабатыванием газовой защиты. Если газовая защита сработала, трансформаторное масло следует подвергнуть внеочередной контрольной проверке — сокращенному анализу, испытанию на диэлектрическую прочность и температуру вспышки, которая не должна быть ниже 135°С.
Снижение температуры вспышки более чем на 5°С по сравнению с первоначальными данными указывает на наличие неисправности в трансформаторе. При ухудшении качества масла против установленных норм как на работающем, так и на отключенном трансформаторе, масло следует заменить или подвергнуть фильтрации и регенерации. При эксплуатации можно включать трансформатор с застывшим маслом, но при этом нужно внимательно следить за его температурой, так как из-за отсутствия циркуляции возможен недопустимый нагрев обмоток трансформатора.
Однако следует помнить, что температура масла очень приближенно отражает действительную температуру обмоток трансформатора. В масле при регенерации может остаться некоторое количество серной кислоты или щелочи. Кислоты могут образовываться в масле и в результате окисления его при эксплуатации. Водорастворимые кислоты и щелочи в масле приводят к резкому ухудшению его качества.
Низкомолекулярные кислоты вызывают коррозию металлов и старение изоляции. Наличие кислот характеризуют кислотным числом-количеством миллиграммов едкого натрия, необходимого для нейтрализации всех свободных кислот в 1 г масла.
Для масла, заливаемого в трансформатор, очень важно, чтобы вязкость его была как можно меньше. Это способствует лучшему отводу теплоты от обмоток. Кинематическая вязкость масла при 20°С должна составлять не более 30 мм2/с, при 50°С — не более 9,6 мм2/с. В процессе эксплуатации в масле повышается зольность, за счет коррозии металлов (меди-железа), растворения лаков. Наличие в масле серы в свободном состоянии либо в соединениях, легко ее отдающих, недопустимо. Сера приводит к сильному увеличению сопротивления контактов в переключателях ответвлений трансформаторов, и особенно в выключателях.
Натровой пробой с подкислением называют метод определения степени отмывки масел от посторонних примесей. В свежем масле натровая проба характеризует его стабильность. Оценивается натровая проба баллами — для масла ТКП — не более 1, а для масла ТК < 2 балла.
Температурой застывания масла называют максимальную температуру, при которой масло загустевает настолько, что при наклонении пробирки с охлажденным маслом под углом 45°, его уровень остается неизменным в течение 1 минуты. Для свежего масла температура застывания должна быть не ниже — 45°С.
Способность трансформаторного масла противостоять окислительному воздействию кислорода воздуха при повышенной температуре называют его стабильностью. Она характеризуется процентом осадка, кислотным числом и содержанием водорастворимых кислот в окисленном масле, подвергнутом искусственному старению. После окисления количество осадка должно составлять не более 0,1 % для масла ТК.
На свежее трансформаторное масло, поступающее с завода, установлены нормы тангенса угла диэлектрических потерь. Нормы характеризуют степень очистки масла на заводе. При ухудшении изоляционных характеристик трансформаторов нужно проводить измерение тангенса угла диэлектрических потерь, который оценивают в процентах при трех температурах: 20, 70, 90°С.
Важным показателем качества трансформаторного масла является его электрическая прочность. Определяется она приложением к нему испытательного напряжения, при повышении которого до критического значения сопротивление масла снижается до нуля и происходит пробой. Напряжение, при котором происходит пробой масла в стандартном разряднике с расстоянием между электродами, равным 2,5 мм, называют пробивным напряжением или пробивной прочностью масла и выражают в киловольтах. При загрязнении и, особенно при увлажнении, резко снижается электрическая прочность трансформаторного масла.
Очистку и сушку трансформаторного масла от механических примесей и влаги в процессе эксплуатации производят, используя специальные установки типа ПСМ 1—3000, СМ 1—3000, адсорбционные цеолитовые, ПСМ 2—4. Опыт центрифугирования показывает, что за один цикл очистки можно повысить электрическую прочность масла до 5—7 кВ. Для глубокой и качественной очистки трансформаторного масла применяют цеолитовую установку, в которой с помощью цеолита из масла абсорбируется влага.

При техническом обслуживании комплектных трансформаторных подстанций  основным оборудованием, за которым нужно вести регулярное наблюдение и уход, являются силовые трансформаторы и коммутационная аппаратура распределительных щитов.
Завод-изготовитель несет ответственность за исправную работу КТП в течение 12 мес. со дня ввода их в эксплуатацию, но не более 24 мес. со дня отгрузки при условии соблюдения правил хранения, транспортировки и обслуживания.

КТП внутренней установки
КТП внутренней установки с трансформатором до 1000 кВ * А напряжением 6-10/0,4-0,23 кВ:
1 — ввод высокого напряжения; защитный короб шин BH; 3 — трансформатор; 4 — защитный короб шин НН; 5 — распределительное устройство НН

Токи нагрузок при нормальной эксплуатации не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях. Ток в нейтрали у сухих трансформаторов не должен превышать 25 % номинального тока фазы. В подстанциях с двумя резервирующими друг друга трансформаторами эксплуатационная нагрузка каждого трансформатора не должна превышать 80 % номинальной. При аварийном режиме допускается перегрузка линий, отходящих от распределительных щитов КТП, при защите их автоматами с комбинированными расцепителями.
Кроме показаний приборов о нагрузке герметизированных трансформаторов типа ТНЗ и ТМЗ судят по давлению внутри бака, которое при нормальной нагрузке не должно превышать 50 кПа по показанию мановакуумметра. При давлении 60 кПа срабатывает реле давления, выдавливая стеклянную диафрагму, при этом давление понижается до нуля. Резкое снижение внутреннего давления происходит и при потере герметичности трансформатора.
Если давление упало до нуля, проверяют целостность диафрагмы. Если она разбита, трансформатор отключают, выясняют причину, приведшую к срабатыванию реле давления, и при отсутствии повреждения (т. е. реле сработало от перегрузки) устанавливают новую диафрагму и включают трансформатор под пониженную нагрузку. На герметизированных трансформаторах для контроля температуры в верхних слоях совтола или масла установлены термометрические сигнализаторы с действием на световой или звуковой сигнал при перегреве.
У трансформаторов, снабженных термосифонными фильтрами, во время эксплуатации контролируют нормальную циркуляцию масла через фильтр по нагреву верхней части его кожуха. Если в пробе масла обнаруживают загрязненность, фильтр перезаряжают. Для этого фильтр разбирают, очищают внутреннюю поверхность от грязи, шлама и промывают чистым сухим маслом. При необходимости заменяют сорбент. Сорбент, полученный в герметической таре, можно применять без сушки.
Контроль за осушителем сводится к наблюдению за цветом индикаторного силикателя. Если большая часть его окрашивается в розовый цвет, весь силикатель осушителя заменяют или восстанавливают нагревом его при 450—500°С в течение 2 ч, индикаторный силикатель — нагревом при 120°С до тех пор, пока вся масса не окрасится в голубой цвет (приблизительно через 15 ч).
Удаление шлама и оксидной пленки с контактной системы переключателя ступеней рекомендуется производить не реже 1 раза в год прокручиванием переключателя до 15—20 раз по часовой и против часовой стрелки.
Периодичность осмотров КТП устанавливается службой отдела Главного энергетика в зависимости от условий работы подстанции, интенсивности работы коммутационной аппаратуры распределительного щита, температуры окружающей среды, запыленности и т. п. Для механических цехов длительность промежутков между осмотрами 6 мес. Осмотр КТП производится при полностью снятом напряжении на вводе и отходящих линиях. При осмотрах проводят чистку от пыли и грязи всех устройств подстанции, проверяют болтовые соединения. При обнаружении обгораний контактные поверхности зачищают и восстанавливают антикоррозийное металлопокрытие.

 
« Обслуживание подстанций   Обслуживание электроизмерительных приборов »
электрические сети