Капитальный ремонт магнитопровода трансформатора ТРДНС 25000/35

Возможные причины повреждения: Местное повреждение изоляции пластин стали, вызывающее замыкание пластин стали, неправильное заземление, создающее короткозамкнутый контур. Разрушение или отсутствие изолирующих прокладок в стыках, ослабление прессовки магнитопровода 

Способы выявления повреждений:

1. Внешний осмотр активной части.
2. Проверка величины напряжения, подаваемого на трансформатор.

В результате внешнего осмотра было выявлено ослабление прессовки магнитопровода, в связи с этим трансформатор отправлен на капитальный ремонт. 
Устранение неисправности: Если прессовка осуществляется стяжными шпильками, производят подтяжку шпилек, для этого удаляют сварные швы, стопорощие гайки стяжных шпилек от самоотвинчивания, подтягивают четыре гайки, расположенные в диаметрально противоположных точках, и производят обтяжку нажимного фланца, завертывая остальные гайки в несколько обходов. По окончании подтяжки восстанавливают сварные швы.

 

2. Описание технологии капитального ремонта магнитопрвода трансформатора

Для крупных трансформаторов отечественного производства изготовляют шихтованные магнитопроводы стержневой и бронестержневой конструкции.

В стержневых магнитопроводах концы всех стержней соединяются верхним и нижним торцовыми ярмами. В бронестержневых магнитопроводах кроме торцовых имеются дополнительные боковые ярма, расположенные параллельно стержням, которые также соединяются между собой торцовыми ярмами.

Как стержневые, так и бронестержневые магнитопроводы могут быть одно - и многорамными. Однорамные магнитопроводы набираются из пакетов пластин в виде одной рамы, состоящей из стержней и ярм. Это наиболее простая и распространенная конструкция, применяемая для всех трансформаторов малой и средней мощности, но нередко однорамные магнитопроводы используют и в мощных трансформаторах.

В отличие от однорамных, двух- и трехрамные магнитопроводы собирают в виде двух рам, расположенных рама в раме. Например, если магнитопровод однофазного трансформатора имеет два стержня и два торцовых ярма и состоит из внутренней и наружной рам, его называют двухрамным. Трехфазные трехстержневые магнитопроводы, собранные рама в раме, называют трехрамными. Часто для мощных трансформаторов 220—500  кВ магнитную систему собирают из нескольких двухрамных однофазных магнитопроводов, соединенных в цепочку и скрепленных общими ярмовыми балками.

В таких магнитопроводах при необходимости ремонта одной из рам ее отделяют от других.

 

Если магнитопровод собран из пластин прямоугольной формы, его называют магнитопроводом с прямыми стыками; если пластины в месте сочленения стержней и ярм имеют срез под острым углом магнитопроводом с косыми стыками.

Подавляющее большинство магнитопроводов отечественного производства имеют прямые стыки. Иностранные фирмы изготовляют магнитопроводы как с прямыми, так и с косыми стыками. Ремонт магнитопровода может быть частичный, если имеются небольшие дефекты, которые можно устранить без его полной-разборки, и капитальный, требующий полной разборки и переизолировки пластин трансформаторной стали.

Замыкания пластин при небольших местных прогарах и оплавлениях удаляют таким же способом. Если пластины сплавились, то раковину от прогара обрабатывают карборундовым камнем с помощью пневматической или электрической дрели, а затем разъединяют пластины специально подготовленным ножом или тонким зубилом.

После капитального ремонта обязательно измеряют сопротивление изоляции  пластин каждого пакета (ступени) и испытывают магнитопровод на нагрев активной стали.

Величины сопротивлений изоляции симметричных пакетов должны быть приблизительно одинаковы. Нормы на предельно допустимые значения сопротивлений изоляции пластин отсутствуют, поэтому обычно измеренные значения сравнивают с данными завода.

 

3. Сведения о послеремонтных испытаниях

Отремонтированные трансформаторы проходят контрольные (окончательные) испытания, которые должны подтвердить высокое качество выполненного ремонта, отсутствие дефектов, соответствие их характеристик паспортным значениям. А также требованиям ГОСТов:

1. Испытание трансформаторов
2. Определение коэффициента трансформации и группы соединения обмоток
3. Измерение сопротивления обмоток постоянному току
4. Измерение токов, потерь холостого хода и короткого замыкания
5. Измерение сопротивления изоляции обмоток
6. Испытание электрической прочности главной изоляции повышенным напряжением промышленной частоты
7. Испытание электрической прочности витковой изоляции индукционным напряжением

Испытание трансформаторного масла осуществляют на электрическую прочность (Пробои и диэлектрические потери). Для этого берут пробу масла (из бака трансформатора в чистую стеклянную, сухую посуду не менее 0,5 л) и заливают ее в маслопробоиный аппарат.  Спустя 20 мин (за это время выходят из масла пузырьки воздуха) плавно повышают напряжение, наблюдая за стрелкой вольтметра, до пробоя. 
Выполняют 6 пробоев с интервалом 10 минут. Первый пробой не учитывается. Среднее арифметическое пробивного напряжения остальных пяти пробоев принимают за пробивное напряжение трансформаторного масла, которое должно быть не менее 25 кВ для трансформаторов с напряжением до 15 кВ включительно и не менее 30 кВ — с напряжением 15 - 30 кВ.

 

При ремонте выполняют и химический анализ масла, в результате которого определяют кислотное число, температуру вспышки паров, реакцию водной вытяжки, массу взвешенного угля и механических примесей. Одновременно проверяют прозрачность масла.

Схема измерения коэффициента трансформации.

 

Рисунок 3- Схема измерения коэффициента трансформации с помощью двух вольтметров

Коэффициент трансформации проверяют по схеме, приведенной на рис. 12, чтобы убедиться в правильности числа витков, сборки схемы соединения обмоток и подключения отводов к переключателю. Одновременно подают напряжение (не менее 2% номинального) на все фазы трехфазного трансформатора и все ступени напряжения, отклонение, но фазам не должно превышать 2 %.

При проверке группы соединения определяют правильность соединения обмоток и их соответствие группе.

Измерение сопротивления обмоток постоянному току позволяет выявить дефекты, допущенные при ремонте:

Обрыв параллельных проводников обмоток; низкое качество соединений пайкой; плохой контакт в месте присоединения отвода к переключателю и др. Перечисленные дефекты увеличивают сопротивление обмоток за счет  повышения переходного

 

Сопротивления на дефектных участках. Измеренные сопротивления по всем фазам и ступеням не должны различаться более чем на 2 %.

Измерение тока и потерь холостого хода проводят для выявления таких дефектов в магнитной системе трансформатора, которые увеличивают ток холостого хода и дополнительные потери, снижающие КПД трансформатора, а в отдельных случаях приводят к недопустимому нагреву. На обмотку НН подают симметричное напряжение частотой 50 Гц при разомкнутой обмотке ВН и плавно увеличивают его от нуля до номинального значения. При этом измеряют ваттметром мощность, потребляемую трансформатором, и амперметрами - линейные токи.

Допущенные при ремонте трансформатора неправильная транспозиция проводов, обрыв или надлом одного из параллельных проводов, плохой контакт и применение проводов заниженного сечения увеличивают омическое сопротивление обмоток и вызывают дополнительные потери энергии в них при нагрузке. Перечисленные дефекты выявляются путем проведения опыта короткого замыкания и сопоставления фактических и расчетных потерь в обмотках. При опыте короткого замыкания вводы обмоток НН трансформатора замыкают между собой, а к вводам обмоток ВН подают такое напряжение, при котором в обмотках устанавливаются номинальные токи. Измерение потерь энергии при опыте короткого замыкания сопоставляют с расчетными.

Если они выше расчетных, значит в трансформаторе имеются неисправности.

Измерение сопротивления изоляции обмоток осуществляется мегаомметром между обмоткой ВН и баком при заземленной обмотке НН, обмоткой НН и баком при заземленной обмотке ВН, обмотками ВН и НН, соединенными между собой, и баком.

 

Сопротивление изоляции обмоток трансформатора до 35 кВ считается удовлетворительным, если оно не менее 300 МОм для трансформаторов мощностью до 6300 кВ-А включительно и

600 М Ом для трансформаторов 10 000 кВ-А и выше.

Испытание электрической прочности главной изоляции, (между обмотками различных напряжений и каждой из них относительно заземленных частей трансформатора) с  повышенным напряжением,  промышленной частоты заключается в том, что от специального трансформатора с регулируемым напряжением подают повышенное напряжение, (25 кв для трансформаторов 6кв; 35 кв -10 кв; 85 кв -35 кв) частотой 50 Гц на исследуемые обмотки трансформатора

Если в течение 1 мин с момента подачи испытательного напряжения амперметр не показывает увеличения тока, а вольтметр — уменьшения напряжения и внутри трансформатора нет потрескиваний, напряжение снижают до нуля и считают, что трансформатор выдержал испытание.

Испытание электрической прочности витковой изоляции индуктированным напряжением проводят таким образом: к обмотке НН при разомкнутой обмотке ВН и заземленном баке трансформатора подают от генератора испытательное напряжение: 115 % номинального -при магнитопроводе шпилечной конструкции, 130% -при бесшпилечной конструкции. Трансформатор считается выдержавшим испытание, если в течение 1 мин не наблюдаются скачки тока, разряды и другие явления, свидетельствующие о повреждении изоляции.

 

4. СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ

1. Техническое обслуживание трансформаторов средней мощности.

Технический осмотр трансформатора следует производить согласно инструкции: Осмотреть трансформатор, электрооборудование его первичной цепи, убедиться в его исправном состоянии.

При внешнем осмотре трансформатора проверить:

1. Отсутствие повреждений, нарушений герметичности и маслоплотности, следов коррозии;
2. Состояние изоляторов вводов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, протекания масла через уплотнения, следов перекрытия и т.д)
3. Состояние фланцевых соединений бака и других узлов (вводов, устройств РПН термосифонных фильтров)
4. Отсутствие посторонних предметов, которые влияют на работу трансформатора;
5. Целостность и исправность измерительных и защитных устройств (манометрических сигнализирующих термометров, газовое реле, баков контакторов, устройств РПН);
6. Состояние видимых контактных соединений изаземлений;
7. Показания маслоуказателей расширителей на соответствии средней температуры масла в баке трансформатора и в баке контактора устройства РПН;
8. Уровень масла в расширителе неработающего трансформатора должен быть на уровне, соответствующему средней температуры масла в трансформаторе, который устанавливается примерно в соответствии со среднесуточной температурой окружающего воздуха.
 

9. Уровень масла в отсеке расширителя бака контактора устройства РПН при положительной температуре масла, должен соответствовать приблизительно середине шкалы маслоуказателя. В трансформаторе, находящемся в работе, уровень масла должен быть примерно на отметке, соответствующей температуре верхних слоев траснформатора.
10. Проверить уровень масла и состояние индикаторного силикагеля, в высоковольтных негерметичных вводах, давление масла в высоковольтных герметичных вводах в соответствии с инструкцией по эксплуатации вводов.

Состояние индикаторного силикагеля в воздухоосушителях

11. Уровень масла в масляных затворах воздухоосушителей
12. Состояние узлов передачи устройств РПН.
13. Состояние приводов устройств РПН и взаимное соответствие показаний указателей положений устройства РПН на щите управления;
14. Состояние ШД, ШАОТ и аппаратуры в них.
15. Работу схему обогрева ШАОТ привода устройства РПН
16. Состояние системы охлаждения

Необходимо дополнительно проверить:

1. Открытое положение отсечного клапана (при наличии).
2. Соответствие положения вентилей на маслопроводах
3. Открытое положение запорной арматуры на маслопроводах системы охлаждения, термосифонных и адсорбиционных фильтров
4. Состояние заземления бака выводов нейтрали обмоток трансформатора, если не предусмотрено ее заземление.
5. Показания термосигнализаторов, и соответствие выставленных на них уставок.

Подготовить к вводу в работу схему управления устройством РПН, трансформатора, для чего необходимо:

 

1. В шкафу привода РПН  и на панели щита управления, установить положение «Д», (дистанционное) переключатель режима управления устройства РПН;
2. Подать напряжение 0,23 (0,4) кВ в схему управления устройства РПН
3. Установить переключающее устройство в требуемое положение и зафиксировать.
4. Проверить соответствие указателя положения приводного механизма устройства РПН в шкафу привода указателю напряжения переключающего устройства на панели управления.

Дополнительно проверить:

1. Отсутствие посторонних шумов, повышенных вибраций, которые приводят к повреждению или неправильной работе составных частей, приборов и аппаратуры, установленных на трансформаторе.
2. Соответствие показаний счетчиков, количества переключений приводов устройств РПН, количеству осуществляемых переключений.

Технический осмотр составных частей трансформатора необходимо выполнять в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих частей.

Периодичность технических осмотров трансформаторов без его отключения устанавливается в соответствии с требованиями «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей»: на подстанциях с постоянным дежурством персонала - один раз в сутки, без постоянного дежурства персонала – 3 раза в месяц. В зависимости от местных условий и состояние трансформаторов указанные сроки могут быть изменены техническим руководством предприятия.