Как заменить силикагель в трансформаторе

Назначение силикагеля в трансформаторах

Один из расходных материалов, применяемых при эксплуатации трансформаторов – силикагель. Рассмотрим особенности трансформаторных силикагелей, их назначение, разновидности, условия и порядок замены.

  1. Что такое силикагель для трансформатора и его назначение
  2. Характеристика и виды силикагеля
  3. Достоинства применения
  4. Когда необходима замена
  5. Порядок замены

Что такое силикагель для трансформатора и его назначение

Силикагелем для трансформатора называют вещество, поглощающее избыточную влагу и пылевые частицы, поступающие в агрегат из воздуха, а также с помощью его определяют влажность в охлаждающей жидкости(масле). Указанный состав содержится в сапуне или силикагелевом воздухоосушителе – специальном дыхательном клапане, выполняющем роль промежуточного звена между атмосферой и масляным резервуаром трансформатора. В результате внутрь устройства попадает чистый сухой воздух, с обеспечением безопасной и надёжной эксплуатации оборудования.

Количество компонента, используемого в агрегате, зависит от конструкции сапуна и объёма масла, составляя от 1 до 1,25 процента общего веса охлаждающей жидкости.

Расположение силикагелевого воздухоосушителя Конструкция силикагелевого воздухоосушителя: а — установка воздухоосушителя; б – воздухоосушитель; I — воздухоосушитель; 2 — патрубок внутри расширителя; 3 – расширитель; 4 — трансформаторное масло; 5 — индикаторный силикагель; 6 патрон; 7 — силикагель КСК; 8 — затвор воздухоосушителя; 9 — стекло дитя контроля масла в затворе; 10 — трансформаторное масло; 11 — пробка для доливки масла в затвор; 12 — путь движения воздуха через масляный фильтр При уменьшении наг

Характеристика и виды силикагеля

Указанный абсорбирующий состав выполнен в виде стеклообразного синего материала, с содержанием хлорида кобальта. Он характеризуется значительной удельной массой. Вещество производится в виде гранул шарообразной формы. По его цветовому оттенку можно определить степень увлажнённости воздуха окружающей среды.

В зависимости от условий эксплуатации оборудования и предназначения, применяются следующие марки данного вещества:

  • КСМГ – крупный материал пористой структуры, производимый с обеспечением требований, предусмотренных государственными стандартами. Используется при уровне влажности воздуха в пределах от 20 до 60 процентов;
  • КСКГ – вещество аналогичной структуры, применяется при большом уровне влажности, от 70 до 100 процентов;
  • КСМГ – материал с индикаторными свойствами, выполняющий контрольные функции.

Последний материал в приведённом перечне используется не в трансформаторах, а при хранении и перевозке оптического, транспортного и прочего оборудования.

Характеристики(можно увеличить таблицу кликнув по ней):

Характеристики силикагеля типа КСМГ и КСКГ

Перед применением силикагель должен быть просушен в проточном горячем воздухе или в сушильном шкафу при 150-180°С в течение 3-4 часов для удаления адсорбированной влаги.

Достоинства применения

Применение силикагеля отличается следующими преимуществами, обеспечиваемыми свойствами указанного материала:

  • максимально высокой прочностью;
  • устойчивостью к преждевременному износу;
  • высокой экологичностью и безвредностью для окружающей среды;
  • гранулы устойчивы к сдавливанию, не слипаются.

Состав позволяет обеспечить надлежащий влажностный режим эксплуатации агрегата.

Когда необходима замена

Необходимость замены материала возникает при достижении предельного содержания влаги и пыли в силикагеле. В процессе эксплуатации материал изменяет цветовой оттенок.

Если цвет вещества становится светло-синим, а в дальнейшем – розовым, это свидетельствует о том, что состав необходимо менять.

Порядок замены

Замена материала выполняется в рамках работ по техническому обслуживанию оборудования.

При достижении веществом цвета, свидетельствующего о необходимости замены, работы производятся в такой последовательности:

  • агрегат отключается от сети, с полной разборкой схемы;
  • снимается колпачок сапуна;
  • удаляется отслуживший состав;
  • засыпается новый силикагель;
  • колпачок устанавливается на место, с заменой уплотнений.

Работы должны выполняться обученным и аттестованным персоналом, обладающим соответствующим допуском. Не допускается приступать к замене без полного отключения агрегата от сети. В процессе замены одновременно проверяются свойства трансформаторного масла, в случае необходимости обновляется указанная охлаждающая жидкость.

Применение силикагеля позволяет обеспечить надлежащий температурный режим эксплуатации трансформаторов. Данное вещество максимально продляет срок службы трансформаторного масла и устройства в целом.

Текущий ремонт силовых трансформаторов

Текущий ремонт силовых трансформаторов, пребывающих под напряжением 35 кВ, без регулирования под нагрузкой осуществляется один раз на два года. Масляные трансформаторы с регулированием под нагрузкой подвергаются текущему ремонту раз в год, все остальные – не реже, чем один раз в четыре года. Само вмешательство проходит после снятия напряжения и осуществляется бригадой из трех человек.

Текущий ремонт силовых трансформаторов может быть выполнен прямо на рабочем месте установки при условии отключения его от сети. Данный вид ремонта является более сложным процессом, чем выполнение ежедневных норм техобслуживания, но все же является чисто профилактическим. Выполнение текущего ремонта силового трансформатора более желательно для любого предприятия. Ремонтный персонал, назначенный следить за оборудованием, в установленные сроки (чаще всего 1 раз в год) проводит наружный осмотр на выявление мелких дефектов в арматуре, проверяет систему охлаждения, подтяжку креплений, систему заливки масла, устраняет течи, убирает наружные загрязнения и измеряет сопротивление изоляции обмоток, которые, как было сказано выше, часто становятся причиной ремонта силовых трансформаторов. Внутренности трансформатора при таком ремонте не проверяются. Вся работа занимает не более 2-х суток.

Количество текущих ремонтов силовых трансформаторов в год может быть увеличено в процессе его эксплуатации в случае выявления дефектов.

Текущий ремонт силовых трансформаторов: перечень операций

Текущее состояние трансформатора оценивают после отключения путем осмотра всех доступных мест, деталей и защитного заземления. Сначала на ощупь проверяют равномерность нагрева радиаторов. Если одно из устройств нагревается меньше других, то нужно выяснить причину подобного явления и ее устранить.

Также непосредственно после отключения нужно проверить контакты на нагрев. Данная операция проводится с помощью термоиндикаторов, свечей, на ощупь или же с применением специального оборудования. В случае выявления перегрева контактов их перебирают и зачищают контактные поверхности напильником или стеклянной бумагой.

Очистка масла в трансформаторе

При необходимости подтягиваются болтовые соединения заземления и проверяется надежность сварных швов.

С крышки, бака, радиатора и расширителя удаляют накопившеюся грязь, проверяют сливной кран и нижние пробки радиатора. При необходимости производится закрепление спускного крана и пробок, замена набивки, затягивание болтов крышки и радиаторов.

Очистка изоляторов осуществляется путем их протирки сначала салфеткой, смоченной в уайт-спирите, а потом сухой салфеткой. Операцию проводят до того момента, пока на поверхности будет отсутствовать пыль, грязь, следы разрядов и течей, трещин и сколов фарфора.

Для проверки механизма привода регулирования напряжения и системы охлаждения сначала нужно отключить и заземлить трансформатор. Далее отворачивают стопорный болт механизма привода, после чего проверяют его работу во всех доступных положениях.

Проверка сопротивления обмоток

Сопротивление обмоток трансформатора проверяется при помощи моста постоянного тока, например Р-333. Допустимым для возможности дальнейшей эксплуатации масляного трансформатора считается сопротивление его обмоток, отличающиеся от паспортных данных не более, чем на 20%.

Сопротивление изоляции обмоток двигателей вентиляторов измеряется мегаомметром. При отличии полученного значения от 1 МОм двигатель необходимо просушить.

Замена и осушка силикагеля

Если химический анализ масла показал необходимость замены силикагеля, то данную операцию проводят в термосифонных и воздухоочистительных фильтрах. Кислотность масла снижают за счет непрерывной автоматической его регенерации в трансформаторе при помощи установки типа СММ-Р торговой марки GlobeCore.

Степень осушки силикагеля определяется путем визуального контроля за его окраской (голубая у некоторых кристаллов свидетельствует о необходимости усиления надзора за фильтром, преобладающая голубая – о необходимости замены осушителя).

Силикагель

Работы с трансформаторным маслом

При текущем ремонте масляных трансформаторов также осуществляется проверка уровня масла, поскольку он имеет очень важное значение как для газовой защиты, так и для нормальной работы оборудования в целом.

Низкий уровень масла в трансформаторе с пленочной защитой приводит к созданию вакуума, разрушающего диафрагмы выхлопной трубы и влияющего на срабатывание газовой защиты.

Если уровень масла в расширителе недостаточен и температура наружного воздуха резко понизилась, то персоналу категорически запрещается переводить газовую защиту «на сигнал», поскольку дальнейшее понижение уровня может привести к повреждению активной части работающего трансформатора.

Также запрещается переводить газовую защиту «на сигнал» при сильных течах, приводящих к быстрому снижению уровня диэлектрической жидкости. Сначала нужно ликвидировать течь и долить масло в оборудование. Во время проведения последней операции отключающий элемент газовой защиты переводится «на сигнал». Команда «на отключение» устанавливается сразу же после завершения всех работ независимо от используемого способа доливки.

Введение масляных трансформаторов в эксплуатацию после текущего ремонта производится с газовой защитой, работающей «на отключение».

Назначение и характеристика силикагеля в силовых трансформаторах, правила замены

При работе трансформатора на полной эксплуатационной нагрузке изолирующее масло устройства интенсивно нагревается. Происходит расширение масла с последующим вытеснением в резервуар, находящийся в верхней части трансформатора. В завершение этого процесса сухой воздух выталкивается из ёмкости через сапун. Активное поглощение излишней влаги из воздуха обеспечивает силикагель для трансформатора, находящийся в сапуне.

  1. Для чего используют силикагель в трансформаторах
  2. Зачем нужен сапун?
  3. Разновидности и характеристики
  4. Как производится замена
  5. Периодичность замены в осушителе

Для чего используют силикагель в трансформаторах

Специалисты говорят, что при работе трансформатор «дышит». «Вдох» устройства – захват воздуха из атмосферы, который подсасывается при остывании трансформаторного масла. «Выдох» – выход через сапун нагретого воздуха с пониженной влажностью.

Зачем нужен сапун?

Во время работы трансформатора входящий воздух включает в себя избыточную влагу и частицы пыли. Они должны быть удалены, чтобы предотвратить повреждение агрегата. Для этого воздух проходит через специальный дыхательный клапан, являющийся промежуточной ёмкостью между резервуаром с маслом и окружающей средой. В полости сапуна содержится силикагель: вещество, которое активно захватывает влагу из воздуха, обеспечивая поступление в трансформатор только сухого воздуха.

Количество силикагеля не превышает 1,0…1,25 % от общей массы трансформаторного масла, находящегося в резервуаре.

Важно! Наличие силикагеля особенно эффективно при резких колебаниях температуры в помещении или на площадке, где установлен трансформатор. В зависимости от этого внешний воздух содержит разное количество влаги. Эта влага при повышенных температурах может частично смешиваться с маслом, ухудшая его охлаждающие возможности. Одновременно ухудшаются и условия изоляции агрегата, поскольку влага – хороший проводник электричества. Таким образом, данный гель обеспечивает безопасность функционирования трансформатора.

Разновидности и характеристики

Рассматриваемый абсорбент представляет собой полупрозрачный стеклообразный материал, который содержит хлорид кобальта. Эта соль имеет большой удельный вес, и является точным индикатором влаги в объёме, где она находится. Вещество выпускается в виде шариков или гранул, которые в исходном состоянии имеют синий цвет, характерный для большинства химических соединений кобальта.

Когда продукт, засыпанный в нужном количестве, соприкасается с влагой, его цвет постепенно изменяется с тёмно-синего вначале на светло-синий, а затем – на розовый. Это является визуальным признаком поглощения силикагелем влаги из воздуха. Такое изменение цвета сигнализирует пользователю о том, что вещество требует замены.

Контрастное изменение цвета очень удобно для текущего контроля влажности в резервуаре с трансформаторным маслом.

Гораздо реже встречается продукт с шариками оранжевого цвета; при накапливании в них влаги цвет шариков становится тёмно-зелёным.

Важно! На эффективность работы вещества цвет влияния не оказывает.

Эксплуатационные характеристики силикагеля – геля кремниевой кислоты, иногда с добавлением трёхокиси алюминия – определяются ГОСТ 5936-76:

  1. Насыпная плотность, г/дм 3 – 400…720.
  2. Механическая прочность, %, не ниже – 80.
  3. Влагоёмкость, % – 9…30.
  4. Потери при сушке, %, не более – 10.

С целью эффективного улавливания пыли или грязи сапун оборудуется масляной чашкой, в которой происходит осаждение механических частиц, имеющихся в воздухе. Правильно отрегулированный воздухоосушитель обычно работает с точкой росы не менее -35°C.

Как производится замена

Силиконовый (или поликарбонатный) сапун трансформатора конструктивно очень прост. В ёмкость следует засыпать силикагель, после чего подсоединить сапун к выходному отверстию трансформатора при помощи трубки. Масло в уплотнительной чашке действует как барьер между кристаллами/гранулами вещества и воздухом, при условии, что проток воздуха через сапун с силикагелем мал или отсутствует.

Когда существует достаточная разница между давлением внутреннего и наружного воздуха, уровень масла изменяется до тех пор, пока нижняя граница не достигнет края перевернутой чашки. Затем воздух перемещается из отсека высокого давления в отсек низкого давления сапуна. И то, и другое происходит, когда масло действует как фильтр с сердечником, удаляя пыль из наружного воздуха.

Перед заполнением сапуна абсорбентом выполняются следующие операции:

  1. Очистка внутренней полости.
  2. Тщательное высушивание.
  3. Контроль уровня масла в масляной чашке.
  4. Проверка работы соединительных трубок для воздуха.

Проверку выполняют при выключенном трансформаторе.

Требующееся количество силикагеля определяется объёмом основного бака трансформатора, а также количеством трансформаторного масла в агрегате.

Использованный абсорбент может быть реактивирован путем нагревания в тонкостенной открытой ёмкости (или вентилируемом шкафу) при температуре от 150 до 200°С в течение двух-трех часов, критерием пригодности вещества к применению является восстановление первичного цвета продукта.

Периодичность замены в осушителе

Сроки замены абсорбента сложно предсказать из-за множества переменных, связанных с погодой и нагрузкой на оборудование. Визуальный контроль цвета, описанный выше – один из чаще всего применяемых способов. Вторым считается использование так называемых самовосстанавливающихся сапунов. Они представляют собой более дорогие, но и более удобные устройства, включающие в себя нагреватель, обеспечивающий автоматическую регенерацию продукта.

Нагрев начинается, когда датчики инфракрасных волн фиксируют изменение цвета вещества. Регенерацию производят обычно тогда, когда трансформатор выключен или работает в режиме минимальной мощности. Такие сапуны изолированы от масляного бака, оснащены устройствами дистанционного оповещения и могут работать в течение многих лет, предусматривая только незначительные ежегодные проверки.

Встроенные элементы управления позволяют воздухоосушителям управлять параметрами влажности. Частота, которая нужна для полной регенерации силикагеля, настраивается на определённые интервалы – от 2 до 20 дней. Доступны также опции, форсирующие цикл регенерации, если относительная влажность в воздухе становится чрезмерной.

По желанию потребителя самовосстанавливающиеся сапуны оснащаются также дополнительными нагревателями. Это полезно, если температуры окружающего воздуха достигают -30 0 С.

Самовосстанавливающиеся сапуны работают лишь с химически чистым маслом. Для остальных ситуаций периодичность замены абсорбента устанавливается согласно ПТЭ §35-27: 1 раз в четыре года.

Ревизия термосифонного фильтра и воздухоосушителя.

Термосифонный фильтр – устройство, которое очищает и регенерирует (восстанавливает) масло. Нагреваясь и сообщаясь с воздухом, масло поглощает влагу и окисляется, стареет. Фильтр заполнен специальным поглощающим веществом (сорбентом) – силикагелем КСК.

Воздухоосушитель предназначен для того, чтобы через вдыхательное” отверстие расширителя не попадал влажный и загрязненный воздух. Осушитель крепят на стенке расширителя или бака трансформатора. Воздух очищается в слое силикагеля, проходя через слой масла фильтра.

В ряде трансформаторов для такой же цели применяют силикагелевые поглотительные патроны, которые устанавливают на крышке трансформатора вблизи расширителя или в самом расширителе. Эти устройства не требуют специального ремонта, и достаточно ограничиться их ревизией.

Силикагель по мере увлажнения теряет свои свойства, поэтому его заменяют сухим. Признаком увлажнения служит изменение его цвета, что легко наблюдать через смотровое стекло воздухоосушителя. Находящийся в сетчатом патроне индикаторный силикагель меняет голубую окраску на розовую.

При ревизии и замене силикагеля каждый из этих устройств демонтируют, разбирают, высыпают отработанный силикагель. Все внутренние полости и детали устройств протирают ветошью, смоченной керосином. Резиновые и асбестовые уплотнения заменяют новыми. Устройство собирают и устанавливают на место. Масса силикагеля, загружаемого в фильтр, равна 0,1 – 0,2 % массы масла в трансформаторе.

Ремонт и изготовление изоляции и обмоток

Главная изоляция обеспечивает изоляцию обмоток друг от друга и от заземленных частей. К. ней относятся масляный канал и изоляционный цилиндр 4, изолирующие обметку НН от стержня 5, цилиндр 3 между обмотками ВН и НН, перегородка 8 между обмотками.

При повреждении главной изоляции (рис.8) или обмоток трансформатор подлежит капитальному ремонту с разборкой активной части, которая выполняется в такой последовательности.

Рис.8. Схема главной изоляции обмоток: 1 – уравнительная изоляция, 2 – ярмовая изоляция, 3 – изоляционный цилиндр и масляный канал, 4 – цилиндр между обмотками НН и стержнем, 5 — стержень, 6 – верхняя ярмовая балка, 7 – верхняя уравнительная изоляция, 8 -междуфазная перегородка, 9 – обмотка ВН, 10 -обмотка НН, 11 – нижняя ярмовая балла

Демонтируют отводы, отвинчивают гайки вертикальной шпильки, ослабляют и отвинчивают гайки прессующих шпилек, которые вынимают вместе с бумажно-бакелитовыми трубками.

Шпилька и бандаж (в случае металлического) должны иметь надежную изоляцию от листов стали магнитопровода и ярмовых балок (см. рис.3). Верхние ярмовые балки и изоляционные электрокартонные прокладки снимают. Ярмовые балки со стороны ВН и НН не взаимозаменяемы и поэтому их маркируют. Вынимают заземляющую ленту магнитопровода, снимают верхнюю уравнительную изоляцию. Демонтируют шпильки. В процессе разборки все детали внимательно осматривают и отбраковывают.

Расшихтовывают верхнее ярмо, начиная с крайних пакетов с обеих сторон (ВН и НН), идя к середине ярма, вынимая одновременно по 2-3 листа. После расшихтовки верхнего ярма выступающие расходящиеся в сторону листы стержней связывают киперной лентой, чтобы облегчить снятие обмоток. Поочередно снимают обмотки ВН, выгибая предварительно вертикально концы обмотки НН.

Обмотки в зависимости от массы снимают вручную или специальным приспособлением. Их осматривают, замеряют, определяют характер и объем ремонта или необходимость изготовления новых. Затем снимают ярмовую и уравнительную изоляции.

К числу наиболее распространенных повреждений обмотки следует отнести: замыкание между витками и замыкание на корпус, межсекционные пробои, электродинамические разрушения, обрыв цепи.

Повреждения изоляции в основном происходят в результате её естественного износа и уменьшения механической прочности при длительной эксплуатации (15 лет и больше), при длительных перегрузках трансформатора, сопровождаемых перегревом обмоток.

При коротких замыканиях вследствие электродинамических усилий наблюдаются деформация обмоток, сдвиг их в осевом направлении и, как правило, механическое разрушение изоляции.

Обрыв цепи обмоток, замыкание их на корпус или пробои возникают вследствие обгорания вводных концов, небрежного соединения их или в результате воздействия электродинамических усилий.

Ремонт обмоток (рис.9, а, б) в большинстве случаев сводится к замене клиньев, прокладок и других изолирующих обмотку элементов. Для проводов прямоугольного профиля большого сечения обычно ограничиваются заменой повреждённой витковой изоляции. Переизолировка провода небольших однослойных катушек, как правило, выполняется вручную.

Рис.9. Цилиндрические обмотки: а – однослойная, б – двухслойная, 1 – провод, 2 – выравнивающий поясок, 3 – коробочка из электрокартона, 4 – наружный слой обмотки, 5 – вертикальный масляный канал, 6 – внутренний слой обмотки, 7 – планка из бука,

Поврежденную изоляцию удаляют обжигом. Чтобы витки обмотки во время обжига не разошлись, на обмотку в осевом направлении накладывают несколько проволочных бандажей, которые после обжига аккуратно снимают. Медный провод освобождают от остатков обгоревшей изоляции. Витки обмотки (рис.10) изолируют двумя слоями бумажной или тафтяной ленты в полуперекрышку.

Рис.10. Ручная изолировка витков: 1 – провод обмотки, 2 -электрокартонная полоска, 3 – тафтяная лента 4 -деревянный клин

Для усиления изоляции между смежными витками по соприкасающейся поверхности нитка под слой ленты укладывают полоску из электрокартона толщиной 0,5 мм и шириной, равной ширине соприкасающейся поверхности нитка.

Изолированную катушку выравнивают с торца клиновидным пояском, выполненным из электрокартона, который прикрепляют к витку бандажом из киперной или тафтяной ленты. Катушке придают нужный размер по диаметру и высоте путем обтяжки ее па шаблоне. Чтобы не допустить ослабления и распускания витков, их закрепляют в нескольких местах равномерно по окружности восьмерочными бандажами из киперной ленты, как это показано на рис.11. Затем обмотку высушивают, пропитывают соответствующими лаками и запекают. Поврежденные многослойные и другие обмотки, выполненные из проводов мелких сечений, в большинстве случаев заменяют новыми.

Рис.11. Пример закрепления витков и уравнительного клиновидного поиска: 1 – уравнительный поясок, 2 – витки. 3 – восьмерочный бандаж из киперной ленты

Изготовление новых обмоток. Для изготовления новых обмоток применяют шаблоны из сухого дерева твердых пород. Цилиндрическое тело шаблона состоит из двух срезанных наискось половин, обеспечивающих легкий разъем шаблона. Диаметр его равен внутреннему диаметру катушки, длина – высоте катушки. Высота катушки фиксируется обоймами (щеками), надвигаемыми на тело шаблона и закрепленными на нем в определенных местах. Применяются также различные типы универсальных шаблонов, устанавливаемых на обмоточных станках.

Техническое обслуживание трансформаторов

8. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ ТРАНСФОРМАТОРОВ

8.1.1. Для поддержания трансформатора в работоспособном состоянии на протяжении всего периода эксплуатации необходимо регулярно осуществлять техническое обслуживание трансформатора. Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания трансформатора:

  • технический осмотр;
  • профилактический контроль.

Кроме того, в процессе эксплуатации необходимо осуществлять внеплановое техническое обслуживание, обусловленное появлением в межремонтный период неисправностей трансформатора или его аварией.

Техническое обслуживание необходимо выполнять в соответствии с требованиями этого раздела и в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации составных частей комплектующих изделий.

Рекомендованный объем и периодичность работ по техническому обслуживанию трансформатора и его составных частей приведен в дополнении.

8.1. Техническое обслуживание и контроль за состоянием трансформаторов

8.1.1. Технический осмотр трансформатора следует производить согласно п. 6.1.4. настоящей инструкции. Дополнительно необходимо проверить:

  • отсутствие посторонних шумов, повышенных вибраций, которые приводят к повреждению или к неправильной работе составных частей, приборов и аппаратуры, установленных на трансформаторе;
  • соответствие показаний счетчиков количества переключений приводов устройств РПН количеству осуществленных переключений;

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

8.1.2. Периодичность технических осмотров трансформаторов без его отключения устанавливается в соответствии с требованиями “Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей” и “Картой – графиком работы оперативного персонала групп подстанций”: на подстанциях с постоянным дежурством персонала – один раз в сутки, без постоянного дежурства персонала – три раза в месяц. В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть изменены техническим руководством предприятия.
При резком снижении температуры окружающего воздуха или при других резких изменениях погодных условий, при появлении сигналов о неисправности трансформатора необходимо осуществлять внеочередные осмотры.
Трансформаторные установки периодически (не реже одного раза в месяц ) должны осматриваться специалистами соответствующих подразделений.

8.1.4. Результаты осмотров должны быть отражены в соответствующей документации: оперативном журнале и журнале дефектов и неполадок оборудования подстанции.

8.1.5. Трансформаторы, находящиеся в работе, следует осматривать с соблюдением ДНАОП 1.1.10 – 1.01 – 97, т.е. не приближаться на недопустимое расстояние к токоведущим частям.

8.2. Профилактический контроль

Во время профилактического контроля предусматривается выполнение работ по проверке трансформаторного масла, профилактических испытаний трансформатора, а также выполнения регламентных работ в межремонтный период по замене изношенных частей и материалов (резиновые уплотнения, силикагель фильтров и др.).

8.2.1. Эксплуатация трансформаторного масла.

8.2.1.1. В процессе эксплуатации трансформаторного масла необходимо периодически контролировать состояние трансформаторного маслав бакае трансформатора и баке контактора устройства РПН, в негерметичных маслонаполненных вводах.
Должен производиться хроматографический анализ газов, растворенных в масле трансформаторов, оборудованных устройствами РПН, трансформаторов напряжением 110 кВ и выше.
Периодичность отбора проб масла указана в таблице 9.1.
Отбор проб производится на работающем трансформаторе или сразу после его отключения.
Для проб масла, взятых с бака контактора устройства РПН, необходимо определить пробивное напряжение и влагосодержание.
Оценку результатов хроматографического анализа растворенных в масле газов следует выполнять согласно РД 34.46.303-89.

8.2.2. Профилактические испытания трансформатора

8.2.2.1. Профилактические испытания трансформатора необходимо проводить во время текущих и капитальных ремонтов для проверки состояния трансформатора, находящегося в эксплуатации, и одновременно качества ремонта.
При необходимости профилактические испытания допускается проводить в межремонтный период во время планового технического обслуживания с целью контроля состояния изоляции трансформатора, если есть признаки ее ухудшения, например, в результате снижения качества масла.
Испытания трансформатора также необходимо проводить после аварии, если она не сопровождалась пожаром.

Таблица 9.1 – Периодичность отбора проб масла

Место отбора Периодичность отбора
для физико – химического анализа для хроматографического анализа растворенных в масле газов
Бак трансформатора Через 10 дней, один месяц, три месяца, после включения, впоследствии – один раз в три года, а также при аварийном отключении трансформатора Через 3 дня, 1 месяц, 3 месяца,
6 месяцев после включения и далее – один раз в 6 месяцев, а также при аварийном отключении трансформатора и при действии газового реле “на сигнал”
Бак контактора устройства РПН Через каждые 5000 (РНОА) 3000 (РС) или 50000 (SCV, SDV-3) но не реже одного раза в год Не выполняется
Вводы на напряжение 110 кВ и выше Согласно инструкции на вводы

8.2.2.2. Профилактические испытания необходимо выполнять в объеме, предусмотренным типовым ГКД 34.20.302 – 2002. При этом замер характеристик изоляции обмоток трансформатора (R60 / R15 , tgd ) следует выполнять согласно схем, приведенных в его паспорте.

В трансформаторах мощностью 63 МВ*А и более необходимо выполнять замер Zк необходимо выполнять не только при первом вводе в эксплуатацию, но и во время капитальных ремонтов, а также после протекания через трансформатор токов 0,7 и более допустимого расчетного тока короткого замыкания трансформатора (ГОСТ 11677 – 85 ).
В зависимости от вида работ объем проверок может быть ограничен проверкой контрольных параметров, которые наиболее четко выявляют дефект, что может быть допущен выполнении данного вида работ. Например, после замены ввода достаточно ограничиться проверкой сопротивления изоляции обмоток постоянному току и масла бака трансформатора, а также измерениям сопротивления изоляции его обмоток.
Результаты испытаний необходимо сравнивать с установленными параметрами. Если измеренная величина не нормируется, ее необходимо сравнивать с данными предыдущих испытаний или аналогичных испытаний на однотипном трансформаторе.
Допустимые отклонения значения Zк от значений, измеренных на месте установки трансформатора при его первом включении в работу, должны составлять не более 3%, а от значения, вычисленного по паспортным данным – не более 5%.
Основные методические указания по испытаниям трансформатора приведены в ГОСТ 3484 – 88 и РД 16.363 – 87.
Измерение Zк трансформаторов необходимо выполнять согласно типовой методике.
Результаты всех испытаний необходимо выполнять протоколами, в которых кроме результатов измерений и испытаний привести данные про приборы и схемы испытаний, температуры обмоток масла и другие, необходимые для сравнения результатов испытаний, выполненных в разное время.

8.2.2.3. Результаты испытаний не могут являться единым и достаточным критерием для оценки состояния трансформатора.

Для оценки состояния трансформатора необходимо применять системный подход, который учитывает результаты всех испытаний, в том числе и дополнительных перед ремонтом (например, измерение сопротивления короткого замыкания), ведомостей предыдущей эксплуатации трансформатора, данные осмотра и внутреннего ремонта.

Анализ состояния трансформатора включает:

  • систематизацию и анализ режимов работы трансформатора, при этом особое внимание уделяется рассмотрению аварийных режимов, допустимых нагрузок и перегрузок;
  • систематизацию и анализ отказов и неисправностей трансформаторного оборудования и составных частей (в том числе контрольно – измерительной аппаратуры);
  • оценка результатов работы с текущей эксплуатации, выявление узлов, которые работают сверх нормативного ресурса;
  • систематизацию и анализ результатов проверки трансформаторного масла и профилактических испытаний трансформатора с определением тенденции их изменений; при этом особое внимание следует уделять анализу растворенных в масле газов и характеристикам масла, которые свидетельствуют про уровень загрязнения и старения. Для оценки состояния изоляции трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше необходимо применять макеты изоляции.

Программа дополнительных и внутреннего осмотра должна составляться с учетом результатов анализа состояния трансформатора, условий эксплуатации, особенностей его конструкции.

Окончательную оценку состояния трансформатора следует осуществлять по результатам всех испытаний и измерений и сравнением их с результатами предыдущих испытаний и измерений с учетом анализа данных по его эксплуатации.

По результатам оценки состояния трансформатора принимается решение про сроки проведения соответствующего ремонта.

Регламентные работы

8.2.3.1. Для своевременного выполнения регламентных работ необходимо вести учет длительности работ узлов и материалов, склонных к износу или старению (силикагель фильтров и др.).

8.2.3.2. Замену силикагеля и холщовой прокладки в термосифонных и адсорбционных фильтрах допускается выполнять на работающем трансформаторе.

Для заполнения фильтра следует применять силикагель марки КСКГ согласно ГОСТ 3956 – 76Е. Силикагель, который находился в эксплуатации, необходимо просушить до остаточного влагосодержания не более 0,5% по (массе).

Периодичность замены силикагеля указана в приложении Е.

При замене силикагеля особое внимание следует обращать на удаление воздуха из фильтров, руководствуясь при этом инструкцией по эксплуатации термосифонного и адсорбционного фильтров.

8.2.3.3. Для заполнения воздухоосушителя необходимо применять силикагель марки КСКГ, пропитанный хлористым кальцием и просушенный до остаточного влагосодержания не более 0,5% (по массе).

Патрон заполнять индикаторным силикагелем согласно ГОСТ 8984 – 75.

Одновременно с заменой силикагеля следует очищать внутреннюю полость и замену масла в масляном затворе, руководствуясь указаниями инструкции по эксплуатации воздухоосушителя.

8.2.3.4. Смазывать шарниры и трущиеся детали передачи устройства РПН серии РНОА необходимо через каждые шесть месяцев тугоплавкой, незамерзающей смазкой.

Смену масла в редукторах приводов устройств РПН необходимо выполнять согласно указаний инструкции по эксплуатации.

8.2.3.5. Не реже одного раза в 6 месяцев необходимо проверять исправность сигнализации отключения вентиляторов обдува.

8.2.3.6. При оперативном отключении трансформатора необходимо оставлять в работе цепи сигнализации маслоуказателей, отсечного клапана и газового реле (защиты РПН).

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Добавить комментарий