Стартовая >> Книги >> Оборудование >> Маслонаполненные трансформаторы тока

Ремонт и модернизация ТТ - Маслонаполненные трансформаторы тока

Оглавление
Маслонаполненные трансформаторы тока
Классификация
Конструкция
Трансформаторы тока с обмоткой звеньевого типа
Трансформаторы тока с U-образной обмоткой
Предпусковые работы
Испытания ТТ
Испытание повышенным напряжением промышленной частоты
Проверка герметичности трансформаторов тока
Проверка полярности выводов
Проверка коэффициента трансформации
Техническое обслуживание ТТ
Ремонт и модернизация ТТ

6. РЕМОНТ И МОДЕРНИЗАЦИЯ
В процессе технического обслуживания маслонаполненных трансформаторов тока проводится комплекс профилактических работ по поддержанию их в работоспособном состоянии, а в случае необходимости — ремонт или модернизация.
Ниже рассматриваются порядок и последовательность проведения работ по ремонту или модернизации маслонаполненных трансформаторов тока.

Ремонт.

Объем ремонтных работ на маслонаполненном трансформаторе тока во многом определяет условия их проведения. Небольшие по объему ремонтные работы, такие как замена стекла указателей уровня масла, устранение течи масла, мелкий ремонт фарфоровых покрышек и другие, как правило, выполняются на месте установки трансформатора тока.

Таблица 16. Характерные неисправности маслонаполненных трансформаторов тока и методы их устранения


Неисправность

Вероятная причина неисправности

Методы обнаружения и устранения неисправности

Повреждено стекло маслоуказателя не герметичного трансформатора тока

Механическое повреждение при транспортировании или хранении

Демонтируется поврежденный маслоуказатель, устанавливается новый, доливается масло в трансформатор тока

Фарфоровые покрышки имеют сколы

Повреждение при хранении или транспортировании

Восстанавливается фарфор

Перекрытие изоляторов промежуточных обмоток трансформаторов тока тигра ТФНКД-500-П

Загрязнение внешней изоляции промежуточных обмоток

Усиливается внешняя изоляция промежуточных обмоток

Изменение цвета индикаторного силикагеля внешнего воздухоосушительного фильтра 1 (см. рис. 8)"

Увлажнение силикагеля

Снимается воздухоосушительный фильтр, затем он разбирается; силикагель заменяется свежим

Изменение цвета индикаторного силикагеля внутреннего воздухоосушительного фильтра 4 (см. рис. 8) герметичного трансформатора тока

Разгерметизация трансформатора тока

При одновременном изменении цвета силикагеля в фильтре 1 (см. рис. 8) демонтируются экран и крышка, осматривается оболочка, которая при повреждении заменяется. Производится сборка трансформатора тока, проверка состояния изоляции обмоток и масла

Течь масла через уплотнения: расширителя и выводов первичной обмотки или маслоуказателя; покрышки и цоколя или расширителя; выводов вторичных обмоток

Недостаточное усилие стяжки или старение резины. Поврежден фарфор вывода. Нарушено уплотнение

Производится равномерная подтяжка болтов, сжимающих прокладки
Заменяются прокладки. Для этого производится частичная или полная разборка трансформатора тока.

 

 

3. Производится подтяжка гаек, слив масла (при необходимости), замена вывода под вакуумом

Вторичные обмотки или нулевые выводы имеют низкое сопротивление изоляции

Внутри трансформатора тока (над выводами) скопилась грязь или вода

Производится слив масла из трансформатора тока, промывка сухим маслом, проверка изоляции выводов, заполнение маслом

Ухудшение трансформаторного масла

Старение масла, растворение в нем лаков, смол, гудрона и т. п.

Производится анализ масла, измерение тангенса угла диэлектрических потерь и пробивного напряжения, промывка, замена масла или термовакуумная обработка

Отсутствие масла в) маслоуказателе герметичного трансформатора тока

Утечка масла

Демонтируется экран и крышка, осматривается оболочка. Снимается кожух и оболочка (при ее повреждении). Производится замена оболочки, сборка узлов трансформатора тока, доливка масла

Глубокое понижение уровня масла а трансформаторе тока

Нарушены уплотнения в цоколе или вторичных выводах
Трещина в фарфоровой покрышке
Поврежден вывод вторичной обмотки

Вскрывается крышка трансформатора тока, определяется уровень масла, визуально оценивается возможность увлажнения изоляции обмоток, производится анализ и долив масла


Работы, связанные с разборкой трансформаторов тока, заменой масла и сушкой бумажной изоляции, рекомендуется проводить в условиях ремонтных мастерских. Методы устранения неисправностей трансформаторов тока указаны в табл. 16.
Замена стекла маслоуказателя. Если в стекле маслоуказателя виден уровень масла, то через маслоотборное устройство производится частичный слив масла, чтобы его уровень совпадал с краем отверстия нижнего держателя маслоуказателя. Затем отвертываются гайки крепления маслоуказателя, удаляется поврежденное стекло, очищаются прокладки в держателях. Взамен поврежденного стекла устанавливается стеклянная трубка с отшлифованными торцами. Сборку деталей маслоуказателя производят в обратной последовательности, после чего производится доливка масла через отверстие дыхательного клапана или временно демонтированного воздухоосушительного фильтра.
Если уровень масла в маслоуказателе нельзя зафиксировать, то снимается крышка трансформатора тока и визуально или с помощью мерной линейки определяется уровень масла в фарфоровой покрышке. Определяются и устраняются причины понижения уровня масла в трансформаторе (течь масла через уплотнения, выводы вторичных обмоток и т. п.).
Если при понижении уровня масла не обнажена изоляция обмоток (для трансформаторов тока типа ТФКН-330 это соответствует уровню масла примерно 550 мм, считая от дна маслорасширителя), то доливается сухое масло, соответствующее требованиям по классу напряжения и условиям смешения.

Ремонт фарфоровых покрышек.

При оценке допустимости оставления в эксплуатации трансформатора тока с поврежденной фарфоровой покрышкой рекомендуется исходить из следующих соображений: поврежденные участки фарфора при отсутствии глазури следует рассматривать как полностью проводящую поверхность, поскольку на ней могут задерживаться пыль и влага; при продольных или кольцевых трещинах фарфора, даже незначительных, дальнейшая эксплуатация трансформатора тока недопустима, так как это угрожает развитием повреждения; не допускаются сосредоточенные дефекты в фарфоре, а также два повреждения, расположенные на одной продольной линии; на крыльях покрышки, в местах, не прилегающих к телу фарфора, допускаются поверхностные трещины не более удвоенной длины единичного дефекта и общей длиной, не превышающей размеров, указанных в табл. 17; на поверхности покрышки не допускаются сквозные трещины, вскрытые пузыри, цек глазури*, а также дефекты, размеры которых превышают значения, указанные в табл. 17.

*Цек глазури — тонкие, едва заметные трещины глазури; пузыри— пустоты в теле фарфора или в глазури без образования трещин, видимые на поверхности; поверхностные трещины с оплавленными краями — неглубокие трещины на поверхности покрышки, образовавшиеся до обжига.

Таблица 17. Допускаемые виды дефектов фарфоровых покрышек трансформаторов тока (го ГОСТ 13872—76)


Площадь внешней поверхности фарфоровой покрышки, дм»

Виды дефектов и допускаемые размеры дефектов

Отсутствие г лазури

Сколы

Поверхностные трещины с оплавленными краями

Площадь дефек-

Суммарная площадь дефектов, мм2

Глубина дефекта.

Суммарная площадь дефектов, мм2

Длина дефекта, мм

Ширина дефекта, мм

Суммарная
длина дефектов.

61—^175 176—270 271—360 361—450 451—800 801—1400 Свыше 1400

200 300 300 400 400 400 500

600 700 900 1300 2500 4000 7000

3 3 3 3 3 3 3

100 150 150
200 200 200 300

7 10 15
15 20 20
20

0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

21 30 40 50 70 100 150

Анализируя вопрос о возможности оставления в эксплуатации покрышек с дефектами фарфора, необходимо учитывать характер повреждения и влияние дефекта на основные характеристики трансформатора тока (сухо- и мокроразрядные напряжения, механическая прочность).
В эксплуатации для устранения дефектов в фарфоре наибольшее распространение получили фенолполивинил-ацетатный клей БФ-4, универсальный клей «Момент-1», а также клей на основе эпоксидных смол. При их применении выполняются следующие операции: подготовка склеиваемых поверхностей и, в случае необходимости, клеевых составов; нанесение клеевого состава; термообработка клеевого шва и его внешняя зачистка. Перед нанесением клеевого покрытия поврежденное место предварительно высушивается, протирается чистыми тряпками, а затем обезжиривается тампоном, смоченным в этилацетате, ацетоне или спирте. Все операции по нанесению клея проводятся в сухую погоду при температуре выше 10°С. На подготовленную поверхность наносится кистью первый слой клея БФ-4
и после выдержки на воздухе около 1 ч (пока палец перестанет прилипать к пленке) — второй, а затем третий слой.
Применение клея ЭДП, ФАЭД-8 и других на основе эпоксидных смол позволяет ликвидировать более серьезные дефекты в фарфоре. Клей для заделки сколов и выщербин шириной 1—3 мм может быть приготовлен с добавкой большого количества наполнителя (фарфоровой муки до 100%). Для трещин шириной до 1 мм следует применять клей с 10% наполнителя. Выщербина с помощью шпателя должна быть заполнена так, чтобы в ней не оставалось воздушных пузырьков. При использовании эпоксидного клея холодной полимеризации продолжительность его отвердения составляет примерно 4—5 сут. Электроизоляторными заводами для исправления дефектов глазури фарфоровых изделий применяется белая влагостойкая краска, состоящая из следующих компонентов (в массовых частях) :
Смола эпоксидная ЭД-5 или ЭД-6 (ГОСТ 10587—76*)      43,5
Канифоль (ГОСТ 19113—73*)    2,17
Окись цинка 4 (ГОСТ 10262—73*)        21,75
Мука фарфоровая, просеянная через сито
N° 006 (ТУ ОПБ. 508.00-67)        6,53
Полиэтиленполиамии (ТУ 6-02-594-70)          4,35
Ацетон с безводное фосфорной кислотой в соотношении по объёму 9:1 (ГОСТ 2768—79)         21,7
Исправление дефектов глазури коричневого цвета производят краской, в состав которой входят (в массовых частях) :
Смола эпоксидная ЭД-5 или ЭД-6       42,5
Охра в порошке     26,5
Сурик в порошке (ГОСТ 8135—74*)     1,73
Пиролюзит или перекись марганца (ТУ МХП 1218-47)      2,1/
Полиэтилеиполиамин      4,35
Ацетон          21,75
Все наполнители перед приготовлением краски должны быть просушены. Количество вводимого наполнителя уточняется, исходя из консистенции краски, которая должна сохранять текучесть и способность легко наноситься на реставрируемую поверхность.
Усиление внешней изоляции промежуточных обмоток трансформаторов тока типа ТФНК.Д-500-II. У трансформаторов тока типа ТФНКД-500-II с пластмассовой изоляцией выводов, выпущенных ЗЗВА за период с 1 января 1969 г. по 1 декабря 1974 г., следует производить усиление внешней изоляции промежуточных обмоток. Необходимость усиления связана с увлажнением и загрязнением
пластмассовой изоляции выводов промежуточных обмоток и существенным снижением их разрядных характеристик. Последнее может привести к перекрытию изоляции выводов при перенапряжениях, возникающих в трансформаторе тока во время коротких замыканий.
Для усиления внешней изоляции промежуточной обмотки трансформатора тока типа ТФНКД-500-II его верхняя ступень снимается и устанавливается на временный помост таким образом, чтобы обеспечивался доступ к выводам промежуточной обмотки. У выводов промежуточных обмоток ступеней (обычно Их и Л\), не связанных с цоколями, снимаются гайки и шайбы. Затем демонтируется боковой блок контактных зажимов и заменяется новым с увеличенной длиной пути утечки. Все выводы первичных обмоток очищаются (с помощью ацетона) от грязи. Подготавливается клеевой состав, состоящий из 18 г эпоксидной смолы и 2 г отвердителя (полиэтиленполиамин). На подготовленную поверхность выводов наносится клеевой состав и навинчивается шпилечный удлинитель. Производится соединение выводов промежуточных обмоток с выводами бокового блока контактных зажимов. Верхняя ступень устанавливается на свое рабочее место.
При монтаже необходимо обращать внимание на достаточность изоляционных расстояний: длина внешней изоляции выводов Их и Лх и связанных с ними выводов бокового блока контактных зажимов должна составлять 45 мм, а расстояние по воздуху — 25 мм. Трансформатор тока может быть включен в работу через 24 ч после проведения работ по реконструкции.
Замена силикагеля в воздухоосушительном фильтре. Если цвет индикаторного силикагеля изменился с голубого на розовый, то это свидетельствует о его увлажнении. Такой силикагель необходимо заменить свежим.
Для зарядки воздухоосушительных фильтров применяется силикагель марки КСК (ГОСТ 3956—76) с размером зерен от 2,7 до 7 мм. Зерна силикагеля подвергаются предварительной обработке раствором хлористого кальция (в целях повышения его активности) и раствором хлористого кобальта (для придания силикагелю свойств индикатора к воздействию влаги).
Для приготовления индикаторного силикагеля необходимо: на 100 частей массы силикагеля взять 40 частей массы хлористого кальция и 3 части массы хлористого кобальта; растворить 40 частей массы хлористого кальция в 80 частях массы воды; растворить хлористый кобальт в воде в соотношении 1: 1 (по массе); слить вместе оба раствора;
в полученный раствор всыпать 100 частей массы силикагеля и выдержать до полного впитывания им всего раствора; высушить индикаторный силикагель при температуре 100— 120 °С в течение 15—20 ч до приобретения им равномерной ярко-голубой окраски.
Если сушка индикаторного силикагеля производится в металлическом сосуде, необходимо, чтобы дно и стенки последнего были выложены картоном с целью исключения возможности соприкосновения силикагеля с металлом.
Приготовление раствора хлористого кобальта и пропитка им силикагеля должны производиться в резиновых перчатках, под колпаком с вытяжной вентиляцией. Хранение просушенного индикаторного силикагеля следует осуществлять в герметичной упаковке.

Разгерметизация трансформатора тока.

Одновременное изменение цвета силикагеля в воздухоосушительных фильтрах 1 и 4 трансформатора тока (см. рис. 8) свидетельствует о нарушении целости эластичной оболочки или о разгерметизации трансформатора тока.
Для определения объема повреждения оболочки демонтируются экран и крышка трансформатора тока. Оболочка заменяется новой или, в случае небольшого ее повреждения, ремонтируется. Для ремонта оболочки применяются клей Ф-42П и фторолоновая ткань. Место склейки предварительно очищается бензином «галоша» (ГОСТ 443—76). После отвердения клеевого шва оболочка проверяется на герметичность давлением 2500 Па (0,025 кгс/см2) при полностью погруженном в воду состоянии. Длительность испытания составляет 10 мин. Вопрос о возможности дальнейшей эксплуатации трансформатора тока решается по согласованию с заводом-изготовителем после проверки показателей изоляции обмоток и масла, включая его влагосо- держание. При возможности снимается также зависимость tg δ от напряжения (до максимально возможного в условиях эксплуатации напряжения).
В качестве испытательного трансформатора в этом случае может быть использован трансформатор напряжения типа НКФ-330, а в качестве образцового конденсатора — трансформатор тока соседней фазы, с внесением в результаты отсчета собственных диэлектрических потерь последнего.
В том случае, если изменение цвета силикагеля произошло только в воздухоосушительном фильтре 4 (см. рис. 8), необходимо осмотреть узлы подсоединения последнего с целью определения причины и возможных мест подсосов влажного воздуха в трансформатор тока. Возможными при-
чинами нарушения герметичности трансформаторов тока в этом случае могут являться нарушения уплотнений между патрубком воздухоосушительного фильтра 4 и фланцем кожуха узла герметизации или уплотнений в патроне фильтра. Для замены силикагеля в воздухоосушительном фильтре 4 необходимо: отсоединить эластичную оболочку и патрон фильтра вместе с патрубком; заглушить резиновой пробкой отверстие фланца, связывающего патрубок фильтра с маслорасширителем; произвести осмотр уплотнений патрона фильтра и фланцев патрубков; заменить силикагель в патроне фильтра, подвергнув его в случае необходимости регенерации.
Перед сборкой патрона фильтра рекомендуется обработать торцы стеклянной трубки на наждачном круге и заменить резиновые прокладки. Для проверки целости оболочки на нее кладется лист и какой-либо предмет массой не более 2 кг. Затем при удалении воздуха из оболочки периодически закрывается отверстие штуцера и проверяются (на слух или путем промыливания) места наиболее возможных повреждений пленки (места склейки, подсоединение штуцера).
Перед установкой воздухоосушительного фильтра 4 оболочка заполняется сухим воздухом до полного объема (200 дм8) и осуществляется доливка масла в трансформатор тока до максимального уровня. Доливка масла может производиться через нижний патрубок фильтра 4 или через маслоотборное устройство при созданном вакууме в маслорасширителе. После установки воздухоосушительного фильтра 4 излишек масла из трансформатора тока сливается до нормального уровня, соответствующего температуре окружающей среды.
Устранение течи масла через уплотнения. Для устранения течи масла через уплотнения между покрышкой и цоколем, а также между покрышкой и корпусом маслорасширителя необходимо подтянуть соответствующие гайки (постепенно, одну за другой) не более чем на четверть оборота за один прием. Для устранения течи масла через уплотнения между выводами первичной обмотки, а также между основанием маслоуказателя и фарфором с трансформатора тока снимается крышка, после чего производится подтягивание соответствующих гаек, расположенных внутри фарфоровой покрышки.
Замена резинового уплотнения вывода вторичной обмотки или его ремонт в большинстве случаев требует удаления масла из трансформатора тока и полной его разборки. У каскадных трансформаторов тока масло сливается только из нижней ступени.
Предназначенные для замены прокладки должны быть подготовлены заблаговременно. Прокладки выполняют из маслостойкой резины толщиной 6—10 мм и раскраивают таким образом, чтобы в сжатом состоянии закрывались торцевая поверхность покрышки, а также на 5—10 мм плоскость фланца. Затем их подвергают зачистке с обеих сторон (так как их наружный слой имеет большое содержание серы) и покрывают двумя-тремя слоями пентафталевого лака № 4С. Каждый слой просушивают при комнатной температуре в течение 24 ч.
Затяжка болтов, стягивающих резиновое уплотнение, должна быть такой, чтобы его первоначальная толщина уменьшалась на 25—30 %.
Вскрытие трансформатора тока необходимо производить при температуре окружающего воздуха не ниже 20 °С и относительной влажности не более 75 %  Перед ремонтом трансформатор следует нагреть (от постороннего источника, см. § 5) таким образом, чтобы температура его обмотки в течение всего ремонта превышала температуру точки росы окружающего воздуха не менее чем на 5°С.
При проведении ремонта во избежание увлажнения изоляции обмоток необходимо, чтобы длительность пребывания обмоток на воздухе без масла не превышала 1 ч.
Температура масла, используемого для заполнения трансформаторов тока со звеньевой обмоткой, должна составлять примерно 60°С. Длительность последующего вакуумирования трансформаторов при вакууме 1330— 2660 Па (10—20 мм рт. ст.) должна быть равной: для трансформаторов тока 35 кВ — 2 ч, 110 кВ — 3 ч, 150 кВ — 12 ч. После завершения цикла вакуумирования производят проверку уплотнений трансформаторов тока со звеньевой обмоткой давлением 10-104 Па (1 кгс/см2) в течение 5 мин и определяют показатели изоляции обмоток и масла.
Замена резинового уплотнения фарфоровой изоляции вывода вторичной обмотки или его ремонт у трансформаторов тока с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией может производиться под вакуумом с остаточным давлением примерно 1330 Па.
Вскрытие блока контактных зажимов с пластмассовой изоляцией у трансформатора тока с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией связано со сливом масла из последнего. Для этого применяют специальную крышку (рис. 17), устанавливаемую взамен постоянной крышки маслорасширителя. Для заливки в трансформатор тока должно применяться свежее, пригодное по условиям смешения трансформаторное масло, нагретое до температуры 50—70 °С. Операции по замене масла производятся в помещении при указанных выше температуре окружающего воздуха и относительной влажности. У трансформатора тока удаляют узел герметизации и воздухоосушительный фильтр и устанавливают технологическую крышку. Затем собирают схему, показанную на рис. 18.
Технологическая крышка
Рис. 17. Технологическая крышка:
а — крышка для нижней ступени трансформатора тока 750 кВ; б — крышка для верхней ступени трансформатора тока 750 кВ и трансформаторов тока 330 кВ; 1 — штуцер для вакуум-системы; 2 —штуцер с распылителем для маслосистемы; 3 — штуцер для подсоединения вакуумметра; 4 — стекло; 5 — устройство для проверки наличия масла в трансформаторе тока; 6 — рым-болт; т —толщина крышки (20 мм для трансформаторов тока ТФКН-330 и верхней ступени ТРН-750, 8 мм для трансформаторов тока ТРН-330); А, — диаметр крышки (190 мм для трансформаторов тока ТФКН-330, 1230 мм для трансформаторов тока ТРН-330, 1220 мм для верхней ступени ТРН-750); Ai — расстояние между отверстиями крышки (170 мм для трансформаторов тока ТФКН-330, 1182 мм для трансформаторов тока ТРН-330, 1180 мм для верхней ступени ТРН-750); а —угол между смежными отверстиями; d — диаметр отверстия (14 мм для трансформаторов тока ТФКН-330 и 24 мм для трансформаторов тока ТРН-330 и верхней ступени ТРН-750). Количество отверстий в крышке составляет: 6 для трансформаторов тока ТФКН-330. 48 для трансформаторов тока ТРН-330 и 36 для верхней ступени ТРН-750

Масло из трансформатора тока сливается через маслоотборное устройство при открытом вентиле 4. Блок контактных зажимов с пластмассовой изоляцией трансформатора тока освобождают от болтового крепления и осматривают (используя карманный фонарь) днище цоколя. При обнаружении шлама его удаляют направленной струей теплого масла в маслоотборное устройство. После установки на место блока контактных зажимов с новым резиновым уплотнением производят проверку (мегаомметром) состояния изоляции вторичных обмоток трансформатора тока и промывку его небольшим объемом сухого масла. Для этого кратковременно открывают вентиль 4 емкости с чистым маслом. Затем закрывают маслоотборное устройство и вентиль 10, включают вакуумный насос 7 и открывают вентиль 8.
В трансформаторе тока создается вакуум с остаточным давлением 1330 Па (10 мм рт. ст.) и в таком состоянии трансформатор выдерживается в течение 30 мин. Записывается показание вакуумметра, затем закрывается вентиль вакуумной системы, останавливается вакуум-насос и через 10 мин записывается новое показание вакуумметра, которое не должно превышать первоначальное более чем на665 Па (5 мм рт. ст.). Последующее вакуумирование производится при остаточном давлении не более 1330 Па в течение 10 ч для трансформаторов тока 330 кВ и каждой из ступеней трансформатора тока 750 кВ.


Схема перезаливки масла у трансформатора тока 330 кВ
Рис. 18. Схема перезаливки масла у трансформатора тока 330 кВ:
1 — трансформатор тока; 2 — манометр; 3 — технологическая крышка: 4. 8, 10, 13 — вентили; 5 — маслонасос; 6 — емкость с чистым маслом; 7 —вакуумный насос: 9 — воздухоосушительный фильтр; II — вакуумметр: 12 — емкость для сливаемого масла

Не снимая вакуум, открывают вентиль 4 маслосистемы, включают маслонасос и производят заполнение трансформатора тока маслом в течение не менее 3 ч. По достижении верхнего уровня указателя закрывают вентиль маслосистемы, отключают маслонасос и процесс вакуумирования продолжается в течение 12 ч при остаточном давлении 1330 Па. Затем закрывают вентиль вакуумной системы, останавливают вакуум-насос и путем открытия вентиля 10 воздухо- осушительного фильтра снимают вакуум с трансформатора тока. После отстоя масла в трансформаторе тока (в течение не менее 30 ч) отбирают пробу масла для анализа и при получении удовлетворительных результатов технологическую схему разбирают. На трансформатор тока устанавливают постоянную крышку и производят проверку его герметичности (согласно указаниям, приведенным в § 4), после чего монтируют узел герметизации и воздухоосуши-тельный фильтр. Определяют показатели бумажно-масляной изоляции трансформатора тока.
При скоплении шлама, грязи или воды на днище цоколя сопротивление изоляции вторичных обмоток и нулевого вывода трансформаторов тока с рымовидной обмоткой может быть понижено. Для восстановления изоляции производят слив масла из трансформатора тока 330 кВ или нижней ступени трансформатора тока 750 кВ и его промывку сухим маслом по методике, приведенной выше. Могут применяться также и другие методы обновления масла.
Восстановление характеристик внутренней изоляции. Необходимость в восстановлении характеристик внутренней изоляции трансформаторов тока возникает при ее увлажнении или ухудшении диэлектрических свойств трансформаторного масла.
Увлажнение изоляции обмоток наиболее характерно для трансформаторов тока напряжением 35—110 кВ со звеньевой обмоткой, не имеющих в большинстве случаев воздухоосушительных фильтров. Признаком увлажнения обмоток служит пониженное значение пробивного напряжения масла, а в ряде случаев и наличие воды в масле, а также пониженное сопротивление изоляции и повышенный тангенс угла диэлектрических потерь обмоток.
Предназначенный для сушки трансформатор тока со звеньевой обмоткой устанавливают в термокамеру, из него сливают масло и взамен постоянной крышки маслорасширителя устанавливают технологическую крышку с патрубками для подсоединения к масло- и вакуум-системам (см. рис. 17).
Температура в термокамере поднимается до 70—80°С со скоростью 10—15°С/ч и выдерживается постоянной при остаточном давлении 1330 Па (10 мм рт. ст.) в течение всего времени сушки. Окончание сушки изоляции обмоток характеризуется установившимися значениями сопротивления изоляции, измеряемого в начале сушки через каждые 8 ч, а при ее окончании — через 2 ч. Ориентировочное время сушки для трансформаторов тока напряжением 35— 110 кВ составляет 50 ч и для трансформаторов тока напряжением 150 кВ и выше 100—300 ч. Открывают вентиль маслосистемы и трансформатор тока заливают маслом (в течение 2—2,5 ч). Затем трансформатор тока выдерживают под вакуумом 1330 Па и температуре 70—80°С в течение 8 ч и охлаждают до температуры окружающего воздуха в течение 24—30 ч. После этого производят проверку характеристик изоляции обмоток трансформатора, анализ пробы масла и испытание его повышенным напряжением частоты 50 Гц (при наличии испытательной установки).

Таблица 18. Результаты испытаний бумажно-масляной изоляции трансформатора тока типа ТФКН-330

Результаты испытаний бумажно-масляной изоляции трансформатора тока
Результаты испытаний бумажно-масляной изоляции трансформатора тока
При необходимости замену масла в трансформаторах тока со звеньевой обмоткой производят в следующей последовательности: слив старого масла, двукратная промывка маслом, нагретым до температуры 60—80 °С, и заполнение свежим маслом. При проведении последней операции необходимо после промывки трансформатора поставить его под вакуум 1330 Па на время 8—10 ч, после чего, не снимая вакуум, залить свежим маслом и продолжить процесс вакуумирования еще в течение 12—14 ч. Одной из основных причин, приводящих к необходимости восстановления внутренней изоляции у трансформаторов тока с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией, является повышение тангенса угла диэлектрических потерь масел. Проводимые в таких случаях (при высоких значениях tgfi) операции по однократной замене масла оказываются в большинстве случаев малоэффективными, поскольку примерно 30 % залитого масла находится в бумажной изоляции. Его полное удаление связано со значительными трудностями. Масло, оставшееся в порах бумаги, в дальнейшем является причиной ухудшения вновь залитого масла.
У одного из трансформаторов тока типа ТФКН-330, изготовленного в 1968 г., через 2 года эксплуатации резко возрос тангенс угла диэлектрических потерь масла (табл. 18). Замена масла по методике завода оказалась малоэффективной.
По данным Могилевэнерго, в трансформаторе тока типа ТФКН-330 для снижения тангенса угла диэлектрических потерь наружных слоев изоляции от 4 до 0,8 % потребовалась пятикратная замена масла (после однократной замены масла tg δ снизился лишь на 0,3%, двукратной — на 0,75 %, трехкратной — на 1,8 %, четырехкратной — на 2,4 % и пятикратной — на 3,2%).
Работы по восстановлению внутренней изоляции трех трансформаторов тока типа ТФКН-330, изготовленных в 1969 г. и имеющих повышенные значения тангенса угла диэлектрических потерь масла при остальных удовлетворительных показателях, были проведены в Литовглавэнерго (см. табл. 19).
Измерения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции по зонам дали следующие результаты: у первого трансформатора тока tgfi основной изоляции составил 0,5%, 14-й обкладки — 0,4%, 15-й обкладки — 0,6%; у второго трансформатора соответственно 2,3; 9,4; 9,8 %; у третьего — 0,9; 4,8; 5,8 %.
Таблица 19. Значения тангенса угла диэлектрических потерь масла трансформаторов тока


Дата измерения

Значения тангенса угла диэлектрических потерь масла. %. при температурах. С*

1-й трансформатор тока

2-й трансформатор тока

3-й трансформатор

20

70

20

70

20 |

70

Ноябрь 1969 Г. Июнь 1972 г. Апрель 1975 г.

0,41 0,52 2,48

2,46 2,9 19,78

0,32 0,8 9,26

1,64
4,9 44,68

0,31 0,73 8,58

1,52 4,5 50,58

В дальнейшем второй и третий трансформаторы тока были разобраны, установлены на специальной раме и помещены в вакуумную печь в перевернутом виде для лучшего стекания масла. Процесс стекания масла длился около четырех недель при остаточном давлении в вакуумной печи 2660—3325 Па (20—25 мм рт. ст.) и температуре 60—65 °С. В первом трансформаторе тока масло было заменено без термообработки в вакуумной печи.
Измерения, проведенные на трансформаторах тока после заполнения их маслом, показали, что состояние бумажно-масляной изоляции улучшилось. Это дало основание ввести в работу первый и третий трансформаторы. Что касается второго трансформатора тока, то для его восстановления потребовались двукратный нагрев обмотки в масле до температуры 80 °С при остаточном давлении в вакуумной печи около 2660 Па, а также полная замена масла через 6 мес. после ввода в эксплуатацию.
Решение вопроса о целесообразности замены масла и выборе метода восстановления характеристик внутренней изоляции трансформаторов тока с бумажно-масляной конденсаторной изоляцией на месте установки рекомендуется производить с учетом причин, вызывающих ухудшение изоляции (окисление масла, наличие в масле механических примесей, увлажнение изоляции, увеличение тангенса угла диэлектрических потерь и т. п.), а также с учетом положений, изложенных ниже.
Однократная замена масла в трансформаторах тока 330 кВ, по данным ряда энергосистем, эффективна, если тангенс угла диэлектрических потерь масла при температуре 70 °С не превышает 10 %.
Замена масла в трансформаторах тока с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией нерациональна, если одновременно со старением масла имеет место увлажнение изоляции трансформатора. Оценка состояния бумажно-масляной изоляции производится после анализа следующих показателей: снижение сопротивления изоляции последней обкладки (для трансформаторов тока типа ТФКН-330) на корпус до 500 МОм и ниже; увеличение tgfi изоляции последней обкладки до 2,5 % и более; снижение пробивного напряжения масла до 45 кВ и ниже; обнаружение в пробе масла, взятой из трансформатора тока, воды в количестве более 15 г/т; нарушение герметичности уплотнения трансформатора тока. При увлажнении изоляционной основы трансформатора тока необходима его сушка в мастерских энергосистемы.
Выбор марки масла, предназначенного для замены при- шедшего в негодность масла, должен производиться с учетом условий их смешения. После замены масла трансформатор тока должен в течение 2—3 лет подвергаться ежегодным испытаниям с анализом проб масла.
Замена масла в трансформаторе тока с конденсаторной бумажно-масляной изоляцией может производиться: методом вытеснения свежим маслом; прокачкой масла с помощью насоса; заменой масла под вакуумом и т. п.
Для трансформаторов тока напряжением 330—750 кВ заводом была предложена методика замены масла, состоящая из следующих операций: слив старого масла, промывка изоляции обмоток сухим маслом, вакуумирование бумажно-масляной изоляции и заполнение трансформатора  свежим сухим маслом.

замены масла в трансформаторе тока типа ТФКН-330
Рис. 19. Схема замены масла в трансформаторе тока типа ТФКН-330:
I — штуцер; 2 — шланги; 3 — трансформатор тока; 4 — пробка для слива масла из трансформатора тока; 5 — емкость для отработанного масла; 6 — вентиль: 7 — подогреватель масла; 8 —вентиль; 9 — маслонасос; 10 — обмотка индукционного подогрева; 11 — вакуумный бак

В Латвглавэнерго разработана методика замены масла в трансформаторах тока типа ТФКН-330 с применением маслодегазационной установки. С помощью этой установки выполняют дегазацию свежего, подготовленного по показателям для заливки в оборудование 330 кВ масла массой не менее 1000 кг. Масло в вакуум-баке подогревают так, чтобы его температура была на 10—15°С выше температуры масла трансформатора тока. Затем к трансформатору тока и дегазационной установке подсоединяют шланги (рис. 19), снимают воздухоосушитель и подсоединяют шланг для отвода излишков масла в сливной бак, чтобы маслонасосом дегазационной установки не создавать повышенного давления в трансформаторе. К маслоспускной пробке присоединяют шланг с вентилем 6 и соединяют с баком для приема отработанного масла. Запускают маслонасос дегазационной установки и, открывая вентиль 8, заполняют шланговый маслопровод маслом. Подъемом патрубка над уровнем масла в расширителе выпускают воздух из шланга и, не прекращая подачи масла, патрубок опускают на нужную глубину в трансформатор тока. Последний заполняют маслом до максимального уровня по указателю.
Затем открывают вентиль 6 и из трансформатора тока выпускают старое масло. Вентилем 8 регулируют приток чистого дегазированного масла, используя указатель уровня масла.
После обмена 1000 кг масла закрывают вентили 8 и 6 и с помощью вентиля 6 регулируют нормальный уровень масла по указателю. Затем сливают пробу масла для сокращенного анализа.
При наличии в трансформаторе тока окисленного масла, как и масла с повышенным значением tg δ, необходима длительная промывка бумажной основы обмотки с тем, чтобы по возможности полностью удалить из нее катализаторы старения масла. Промывка осуществляется по замкнутому циклу: маслоотборное устройство трансформатора тока — насос — фильтр — силикагелевый патрон — подогреватель — штуцер маслорасширителя трансформатора тока.
Установка для промывки состоит из шестеренчатого насоса, фильтра типа ФГН-30, патрона с силикагелем и маслоподогревателя. Эффективность промывки периодически проверяется взятием проб масла на сокращенный анализ. После окончания промывки производится вакуумирование трансформатора тока и его испытание.
Отсутствие масла в указателе герметичного трансформатора тока. Понижение уровня масла в трансформаторе тока может явиться следствием разрушения стекла указателя или нарушением уплотнений. При определении объема работ демонтируются экран и крышка, осматривается эластичная оболочка, проверяется уровень масла в трансформаторе тока с учетом того, что масло должно закрывать полностью бумажно-масляную изоляцию обмотки. При повреждении стекла указателя или эластичной оболочки они заменяются. Масло доливается в трансформатор тока до тех пор, пока оно не покажется из клапана для выпуска воздуха. Затем клапан закрывается и производится сборка демонтированных узлов с последущим отстоем масла не менее 24 ч при отключенном трансформаторе тока.
Глубокое понижение уровня масла в трансформаторе тока. Если уровень масла в трансформаторе тока понизился настолько, что обнажилась верхняя часть изоляции обмотки, то требуется ее сушка в соответствии с указаниями, данными выше.

Модернизация.

Опыт эксплуатации маслонаполненных трансформаторов тока показывает, что .некоторые их исполнения имеют конструктивные недостатки и требуют проведения модернизации.
При сквозных коротких замыканиях наблюдаются случаи перекрытия внешней изоляции выводов промежуточной обмотки каскадного трансформатора тока 500 кВ в результате возникающих в ней перенапряжений. Перекрытие выводов вызвано применением блоков контактных зажимов из пластмассовой изоляции, скоплением влаги на выводах блока контактных зажимов промежуточной обмотки нижней ступени трансформаторов тока и недостаточной длиной пути утечки внешней изоляции выводов промежуточной обмотки. Для увеличения электрической прочности изоляции выводов этих обмоток каскадных трансформаторов тока 500 кВ ЗЗВА разработал конструкцию специальных надставок из изоляционного материала. Подобная реконструкция должна быть выполнена на трансформаторах тока, изготовленных ЗЗВА до 1974 г. В дальнейшем завод возвратился к установке в трансформаторах тока фарфоровых проходных изоляторов (взамен пластмассовых блоков контактных зажимов).
Установка маслоотборного устройства выше уровня дна бака трансформаторов тока типа ТФКН-330 исключает возможность полного удаления тяжелых фракций и продуктов разложения масла. Поэтому при проведении ремонтов таких трансформаторов рекомендуется разместить маслоотборное устройство непосредственно на дне бака. Для этого под вакуумом 1330 Па в дне бака высверливают отверстие диаметром 10—12 мм, затем нарезают резьбу для крепления маслоотборной пробки. Повышая давление в трансформаторе тока, сливают небольшое количество масла для очистки внутренней поверхности дна. После этого устанавливают маслоотборную пробку. Способ такой установки маслоотборного устройства предложен в Молдглавэнерго.



 
« Компоновка оборудования РП и ТП   Монтаж силового и вспомогательного электрооборудования »
электрические сети