ЭО немировский / Лекции ЭО FINAL

После фазировки трансформаторов их следует опробовать включением в сеть

«толчком» на номинальное напряжение. 6. Ремонт трансформаторов.

Подразделяются на капитальный и текущий.

Капитальный ремонт со сменой обмоток с ремонтом проводов производится в ремонтных мастерских. Капитальные ремонты производятся через 5 лет после начала эксплуатации, а в дальнейшем по мере необходимости.

Текущий ремонт производится без выемки сердечника трансформаторов с их отключением и должен проводиться не реже 1 раза в год.

В объём работ капитального ремонта входят следующие основные операции:

а) Подготовка трансформатора к ремонту;

б) Вскрытие трансформатора, выемка и осмотр сердечника;

в) Ремонт магнитопровода, обмоток (подпрессовка), переключателей, отводов;

г) Ремонт крышки расширителя, радиаторов, кранов, изоляторов;

д) Чистка и, в случае необходимости, окраска кожуха;

е) Проверка контрольно-измерительных приборов, сигнальных и защитных устройств;

ж) Очистка или замена масла;

з) Сушка (при необходимости);

и) Сборка;

к) Проведение измерений и испытаний.

До начала капитального ремонта трансформатора необходимо:

а) Выяснить по эксплуатационным записям, какие дефекты и неисправности наблюдаются у трансформатора, проверить состояние бака, крышки, вентилей и т.д;

б) Составить список работ по реконструкции, модернизации и противоаварийным мероприятиям, которые необходимо выполнить во время ремонта;

в) Провести подготовку и испытание всех кранов, лебёдок и тросов, с помощью которых должен ремонтироваться трансформатор;

6.1.Ремонт выемной части трансформаторов.

51

После проведения подготовительных работ трансформатор отключают от питающей сети, вскрывают и вынимают сердечник. Осмотр выемной части производится при условии соответствия температуры трансформатора с температурой окружающей среды.

В противном случае изоляции обмоток может увлажниться.

После выемки сердечника проверяют:

а) Характер пленки, покрывающей выемную часть;

б) Наружное состояние изоляции, её цвет, упругость, хрупкость, плотность,

механическую прочность, наличие поврежденных мест;

в) Состояние железа сердечника, плотность его прессовки, заземление, испытывают изоляцию на стяжных линиях, одновременно проверяя клинья между обмоток и плотность их закрепления;

г) Все доступные пайки, крепления, соединения;

д) Переключатель напряжения; отсутствие оплавлений на контактных стержнях и кольцах, состояние цилиндра и штанг переключателей, работу самих переключателей во всех положениях;

е) Наличие смещения и деформации обмоток.

Железо и обмотки трансформатора очищают от грязи и наслоений, промывают струёй масла. По окончании указанных работ трансформатор подвергается проф.

испытаниям .

Одновременно с осмотром сердечника, бак и расширитель трансформатора очищают от грязи, шлака и ржавчины и промывают маслом. Проверяют состояние мембраны и уплотнителей на выхлопной трубе, а также радиаторы и работу радиаторных кранов,

вентилей и задвижек трансформатора.

6.2 Проверка приборов сигнальных и линейных устройств трансформатора.

Осуществляется проверка термометром, измерительных приборов, релейной защиты,

сигнальных устройств и цепей вторичной коммутации.

6.3 Сборка трансформатора.

После осмотра выемная часть опускается в бак, под крышку трансформатора подкладывается прокладка из новой резины или пробки, после чего крышка закрепляется и осуществляется сборка расширителя, выхлопной трубы, изоляторов, переключателя и

52

температуре и относительной влажности воздуха до 75% сердечник с обмотками находится вне масла не более 24 часов, для трансформаторов напряжением до 35кВ - не более 16 ч, для трансформаторов напряжением 110 кВ и выше трансформатор может быть включен без сушки, если за время ремонта сопротивление его изоляции понизилось не более чем на 40%, а tg δ увеличится не более чем на 30% от соответствующего значения,

полученного перед ремонтом при той же температуре.

При текущем ремонте производится:

а) Наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов;

б) Сливание грязи и влаги из расширителя, проверка маслоуказателей и, в случае необходимости, доливка масла;

в) Проверка спускного крана и уплотнений;

г) Проверка состояния приборов газовой защиты и ревизия цепей вторичной коммутации газовой защиты;

д) Проверка и ревизия цепей первичной коммутации (кабелей, разъединителей,

изоляторов, выключателей) чистка и осмотр охлаждающих устройств трансформатора.

По окончании ремонта трансформатор подвергается испытаниям и измерениям.

Капитальный и текущий ремонты проводятся по специальному графику, в котором указываются объем и сроки ремонта, а также лица, ответственные за проведение данного ремонта.

7.Сушка трансформаторов.

Изоляция обмоток трансформаторов при длительном соприкосновении с воздухом или увлажненными маслом впитывает в себя влагу и увлажняется, вследствие чего обмотки трансформатора приходится подвергать сушке. Для ускорения процесса сушки большое значение имеет создание необходимого вакуума, т.к. при этом скорость испарения влаги с поверхности изоляции значительно возрастает. Применения вакуума

53

снижает температуру испарения содержащейся в изоляции влаги, что удлиняет срок службы изоляции.

7.1.Сушка трансформаторов в собственном баке.

Производится без масла, с созданием вакуума и подогревом методом индукционных потерь. Перед сушкой удаляют масло из бака и тщательно его вытирают. Выемную часть после осмотра опускают в бак и закрывают крышкой. Для контроля за температурой на выемной части трансформатора устанавливают термометры сопротивления или термопары, которые выводят на специальный выключатель, который установлен вне бака. Для утепления поверхность бака покрывается листами асбеста или стеклоткани, после чего на бак накладывается намагничивающая обмотка из изолированного провода, питающаяся переменным током. При отсутствии утепления обмотку накладывают на деревянные рейки отстоящие от бака на 1-2 см.

Если трансформатор снабжен съемными радиаторами, их снимают для того, чтобы избежать лишних потерь тепла. Если трансформатор имеет трубчатый или ребристый бак, то намагничивающаяся обмотка наматывается поверх труб или ребер. Для получения более равномерного распределения температуры намагниченную обмотку накладывают на часть бака, занимаемую 40-60%. Для намагничивающей обмотки используют провод с асбестовой изоляцией марки ПДА, при этом нагрузка проводов током должна быть уменьшена на 60-70% от допустимой при номинальной прокладке.

Для создания дополнительного нагрева под дном трансформатора устанавливаются электропечи. Температура в баке трансформатора регулируется по ходу сушки путем периодических выключений намагничивающей обмотки. При сушке необходимо тщательно следить за перепадами температуры между сердечником и стенками бака трансформатора. Производительность вакуумного насоса берется обычно 1.5-4 м/час.

Во время сушки трансформаторов измеряют сопротивление изоляции обмоток. Все данные сушки заносятся в протокол сушки. Сушка считается законченной, если в течение 6 – 8 часов сопротивление изоляции обмоток трансформатора будет постоянным при неизменной температуре.

После остывания трансформатора до температуры окружающего воздуха, из бака вынимают его выемную часть для осмотра, рассматривают и затяжки креплений, после чего вновь опускают в бак.

54

Допустимый вакуум для бака 20-55 (см. рт. ст.)

7.2Сушка обмоток инфракрасными лучами

В качестве источника ИК излучения применяют специальные лампы с зеркальными отражателями типа (3С-1) –(3С-3). Расположение ламп в секциях должно обеспечивать равномерное распределение нулевого потока, а расстояние до облучаемой поверхности должно быть не менее 300 мл, т.к. иначе возможны местные перегревы. В качестве источника излучения могут быть использованы и обыкновенные осветительные лампы накаливания. Мощность выбирается на 20% больше мощности специальных ламп,

которые вставляются в рефлекторы.

8. Особенности эксплуатации сухих трансформаторов.

Отсутствие масла в трансформаторе исключает необходимость настройки отдельных трансформаторных камер и позволяет устанавливать сухие трансформаторы ближе к центру нагрузки, благодаря чему сокращаются дышла кабелей и уменьшаются потери энергии при передаче.

Отличительные особенности

1)Витковая изоляция обмоток, сделанных из стеклопряжи, пропитанной в глифталевом лаке и покрытой влагостойкой эмалью;

2)Спец. вентиляционные каналы в магнитопроводах трансформаторов мощностью 320 кВА и выше;

3)Выводы для регулирования напряжения в пределах 12·2.5% , выведенные на сборку из фарфоровых изоляторов, где необходимое соединение осуществляется наружными перемычками;

4)Опорная изоляция из фарфоровых прокладок. При этом на трансформаторах мощностью 320 кВА и выше предусматривается возможность допрессовки обмоток в процессе эксплуатации.

Нагрузочная способность сухих трансформаторов несколько ниже масляных, т.к.

тепло в них отводится естественным потоком окружающего воздуха.

Испытательное напряжение для сухих трансформаторов меньше, чем для масляных.

Сухие трансформаторы не могут работать в электропечных установках, связанных с воздушными сетями. Однако преимуществом сухих трансформаторов является простота конструкции, небольшие габариты и пожаробезопасность (вследствие отсутствия масла).

55

Лекция №14.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

1.Осмотр.

Периодические осмотры РУ позволяют в процессе эксплуатации своевременно обнаруживать: нагрев контактных соединений, повреждения и перекрытия изоляции, течь масла из трансформатора, выключателей.

При постоянном персонале оборудование РУ осматривают 1 раз в сутки. Выявление коронирования, наличие разрядов производится не реже 1 раза в месяц.

Без постоянного персонала оборудование осматривают не реже 1 раза в месяц.

После отключений КЗ производятся внеочередные осмотры оборудования. При интенсивном загрязнении изоляции, а также при неблагоприятной погоде открытые РУ должны подвергаться дополнительным осмотрам.

При осмотре оборудование РУ необходимо принимать во внимание:

1.состояние окружающей территории – возможность подъезда и исправность трасс кабелей;

2.состояние помещений – наличие предупредительных плакатов, дверных замков,

отсутствие течи, исправность отопления, вентиляции и наличие сеток на вентиляционных решетках, отсутствие отверстий в полу и стенах, через некоторые РУ могут проникнуть животные и птицы;

3.состояние контактов по их наружному виду и изменения термоиндикаторов на

них;

4.нормативное заполнение маслом аппаратов и трансформаторов и отсутствие течи, а также целостности масломерных указателей стекол;

5.состояние изоляторов, состояние кабелей высокого и низкого напряжений и концевых заделок;

6.состояние осветительной проводки и арматуры, исправность электроламп;

7.положение аппаратов вторичной коммутации, показание измерительных приборов, контролирующих наличие напряжения;

8.состояние защитного заземления;

56

9.наличие и состояние защитных и противопожарных средств;

10.наличие четких и правильных надписей;

11.состояние окраски шин и оборудования (перегрузка), состояние предохранителей;

12.снега и воды внутри помещений и исправность генераторной связи.

2.Профилактические испытания.

Производятся для выявления дефектов, неисправностей и повреждений в оборудовании, которые невозможно обнаружить при осмотре.

2.1. Испытание изоляции РУ:

Изоляцию ЭУ испытывают различными способами:

Измерения в изоляции с помощью мегаомметра на 1000, 2500 В, испытания изоляции повышенным напряжением, измерения диэлектрических потерь в изоляции и токов утечки.

Фарфоровая изоляция не требует проверки угла диэлектрических потерь. Вводы,

опорные изоляторы, изоляторы выключателей, разъединителей, реакторы, деревянные тяги приводов и обмотки ВН трансформаторов тока исправляются повышением напряжения в течение 1 минуты.

При испытании РУ повышенных напряжений силовые трансформаторы, кабели и трансформаторы напряжения отсоединяются и закорачиваются, а вторичные обмотки ТТ заземляются. Все ЭО перед испытанием повышенным V проверяется мегомметром V 1000 – 2500 В, направление изоляции его при этом должно быть не менее 100 МОм.

2.2. Испытание высоковольтных выключателей.

Токи утечки и сопротивление изоляции тяг выключателей измеряют только в тех случаях, когда они выполнены из органических материалов.

Сопротивление изоляции тяг для включателей 3 – 10 кВ должно быть не ниже 1000

МОм.

Кроме того проверяют одновременность выключения контактов выключателей;

время включения и отключения выключателей при полностью собранном и залитом маслом выключателе (производиться несколько 3 – 5 измерений времени, для чего берется его среднее значение).

57

Измеряют переходное сопротивление контактов выключателей с помощью амперметра и вольтметра методом падения напряжения или мостом, отделенным от каждой фазы. Причиной повышенного переходного сопротивления является ослабление контактов выключателя или неудовлетворительное состояние соединений токоведущего стержня изолятора с неподвижным контактом.

В этом случае измеряют сопротивление отдельных частей цепи выключателя после заливки выключателя маслом – сопротивление контактов увеличивается, поэтому при их регулировке следует добиваться снижения сопротивления.

Если выключатель имеет рабочие искрогасительные контакты, переходное сопротивление измеряют дважды: сначала общее сопротивление рабочих и искрогасительных контактов, а затем только искрогасительных. Рабочие контакты изолируются бумагой.

Сопротивление изоляции обмоток катушек совместно с присоединенными к ним цепями должно быть не менее 1 МОм.

Определяют величину минимального напряжения срабатывания приводов выключателей. После капитального ремонта выключатель и привод проверяют путем многократного дистанционного включения и отключения.

2.3. Испытание контактных соединений.

Плотность их определяют либо нормальным током, при котором должен работать контакт, с помощью нагрузочного трансформатора, либо путем измерения падения напряжения в контакте.

Максимальная температура контакта не должна превышать +70° при окружающей t=35C°, т.е. перегрев не должен быть больше 35°. Падение напряжения на контакте измеряется милливольтметром 5 – 10 мВ, оно не должно превышать 1,2 падение напряжения на участке шин той же длины, что и контакт. Падение напряжения нужно измерять при одном и том – же токе, который контролируется амперметром.

2.4. Испытание заземляющих устройств.

Один раз в год нужно определять состояние защитных заземлений. При этом измеряют сопротивление заземляющего устройства. Измерение можно проводить двумя методами:

1. Методом амперметра и вольтметра

58

2. Измерением заземления.

При измерении первым методом через испытываемое заземляющее устройство и вспомогательное заземление протекает ток не менее 30 – 50 А и с помощью вольтметра,

включенного между контуром и зондом, имеющие нулевой потенциал, измеряется падение напряжения в испытуемом заземлении:

Rзаз=U/I,

где U– в испытуемом заземлении; I – в контуре.

Для этих измерений применяется катодный или электростатический вольтметр с большим сопротивлением, подключаемый для малых пределов измерений через повышающий трансформатор напряжения.

Вкачестве источника тока принимается трансформатор с изолированной нейтралью

иотключенными потребителями или два сварочных трансформатора.

Для испытания заземляющего контура служит первичная обмотка второго трансформатора. Вспомогательное заземление располагается на расстоянии не менее 100

м от контура заземления и от любых металлических частей, с ним соединенным.

Помимо испытания контура заземления, проверяют надежность присоединения заземления к ЭО и аппаратам.

Заземление должно удовлетворять следующим требованиям:

1. В установках напряжением более 1000 В с током замыкания на землю более 500 А,

сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 0,5 Ом.

2. В установках с малыми токами замыкания на землю Rз, одновременно используемое и для ЭУ до 1000 В, должно быть такой величины, чтобы при протекании Iз

на землю абсолютный потенциал заземляющего контура Uз был не более 125 В в любое время, где Uз=Iз*Rз <250B.

В любых случаях Rз не должно превышать 10 Ом.

3. В установках напряжением до 1000 В Rз в любое время года должно быть < 4 Ом.

Сопротивление заземляющего устройства каждого из повторных заземлений нулевого провода должно быть меньше 10 Ом.

2.5 Испытание КРУ.

59

Испытания оборудования КРУ проводятся аналогично испытаниям обычного

оборудования, но в связи с особенностями конструкции производятся дополнительные

испытания отдельных элементов:

1Измерение переходного сопротивления разъединяющих контактов первичных цепей (400А – 75 мкОм, 900А – 50мкОм);

2Измерение переходного сопротивления разъединяющих контактов вторичных цепей (мостиком) [4000мкОм];

3Измерение переходного сопротивления в связи с заземлением с корпусом

(мостиком) [1000мкОм].

Профилактические испытания аппаратов РУ должны производиться в сроки в соответствии с ПТЭ ЭУПП.

3. Эксплуатация и ремонт контактных соединений.

Болтовые контактные соединения являются слабым местом токоведущих частей РУ,

т.к. в процессе эксплуатации качества их ухудшаются вследствие окисления поверхностей и ослабления нажатия болтов, возникающих в результате попеременного воздействия нагрева и охлаждения. При повышении температуры на дефектном контакте происходит дальнейшее ухудшение контактного соединения вследствие усиленного окисления контактных поверхностей.

Величины переходных сопротивлений контактов зависит от материала деталей контакта, а также от размеров поверхности контакта и способа ее обработки.

Болтовые контактные соединения должны удовлетворять следующим основным техническим условиям:

Плотность тока (А/мм2) для контактных поверхностей из меди должны составлять:

при токах до 200 А – 0,3; при токах до 600 А – 0,2; до 1000 А и более – 0,1.

Для контактных соединений, состоящих из других материалов, плотность тока уменьшается: Cu – Al в 1,3 раза; Al – Al в 1,5 – 2,5 раза; Cu – латунь в 1,5 - 2,5 раза; Cu – cталь в 7 раз; сталь – сталь в 35 раз.

Давление в контакте является основным условием для получения достаточной величины переходного сопротивления.

Стабильность контактного соединения достигается установкой пружинящих шайб

(шайбы Гровера) и контргаек под гайку каждого болта.

60