Включение трансформатора после ремонта

Обновлено: 26.01.2025

Включение трансформаторов после монтажа и ремонта - Контрольный прогрев и контрольная подсушка трансформаторов в масле

При установке на объектах контрольный прогрев в масле выполняют для силовых трансформаторов всех мощностей на напряжения до 110 кВ в следующих случаях:
наличие признаков увлажнения масла, с которыми прибыл трансформатор, или при значениях АС/С (для трансформаторов, транспортируемых без масла), превышающих нормы;
время пребывания активной части трансформатора на воздухе, превышает значения, указанные в табл. 1;
характеристики изоляции не соответствуют нормам.
Контрольный прогрев трансформатора производят с маслом без вакуума до температуры верхних слоев масла, превышающей высшую из температур, указанных в паспорте трансформатора, на 5 °С при нагреве методом постоянного тока или методом короткого замыкания и на 15 °С при нагреве индукционным методом. Температура верхних слоев масла (в обоих случаях) не должна превышать 75 °С. Контрольный прогрев заканчивают при температуре верхних слоев масла, превышающей на 5 °С температуру, до которой производят прогрев.
Контрольную подсушку трансформатора в масле, т. е. контрольный прогрев, но с применением вакуума 46,5 кПа (350 мм рт. ст.) при температуре верхних слоев масла 80 °С производят, если в результате контрольного прогрева без вакуума характеристики изоляции не соответствуют нормам.

Таблица 1 Допускаемая продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе

Продолжительность пребывания, ч, не более

при относительной влажности воздуха, %

при
температуре воздуха ниже 0 °С

До 6300 кВА, до 35 кВ

10000 кВАи более,
35 кВ; все трансформаторы
на 110 кВ и выше

Через каждые 12 ч контрольной подсушкой в течение 4 ч специальным шестеренчатым масляным насосом производительностью не менее 4. 6 м3/чобеспечивается циркуляция масла через трансформатор. Подсушку прекращают, когда характеристики изоляции будут соответствовать нормам, но не ранее чем через 36 ч после достижения температуры 80°. Продолжительность контрольного прогрева или контрольной подсушки не более 48 ч. Если за это время характеристики изоляции не достигнут требуемых значений, трансформатор подлежит сушке.
Контрольный прогрев (или контрольную подсушку) трансформатора выполняют одним из следующих методов:
индукционным нагревом за счет вихревых потерь в стали бака;
прогревом постоянным током;
прогревом токами короткого замыкания.
В качестве дополнительного нагрева рекомендуется применять электронагревательные печи закрытого типа, установленные под дном трансформатора (из расчета 1. 2 кВт на 1 м 2 поверхности дна бака).
Прогрев постоянным током по сравнению с методом индукционных потерь имеет значительные преимущества:
сокращение материальных ресурсов и затрат труда при подготовке к процессу;
сокращение расхода электроэнергии;
обеспечение возможности постоянного контроля температуры обмоток.
Для прогрева трансформатора постоянным током необходимо пропустить через его обмотки ток, близкий к номинальному, при этом обычно используют только обмотки ВН и СН. Наиболее целесообразно использование схем прогрева, в которых обмотки всех трех фаз трансформатора обтекаются прогревающим током, что обеспечивается соответственно параллельным или последовательным их соединением. Иногда применяют менее эффективные схемы прогрева с последовательным соединением обмоток только двух фаз или схемы, в которых две фазы соединяются параллельно, а третья включается последовательно с ними.
Использование указанных схем соединения обмоток для прогрева возможно для трансформаторов, у которых звезда и треугольник выведены на крышке, или для трансформаторов с регулировкой напряжения под нагрузкой.
Напряжение, необходимое для прогрева, определяется в зависимости от схемы соединения обмоток трансформаторов:
при параллельном соединении всех трех фазных обмоток
при двух фазах, соединенных параллельно и включенных последовательно с третьей,
U=1,5IтахRфк; при двух крайних фазах, включенных последовательно,
U = 2IтахRфк;

при трех фазах, включенных последовательно,
U = 3IтахRфк,
где Iтах— максимальный фазный ток прогреваемой обмотки, А; Rф — сопротивление фазы обмотки при 15 °С, Ом; к= 0,8. 0,9 — коэффициент, учитывающий изменения сопротивления Лф при нагреве.
Начинать прогрев до достижения температуры верхних слоев масла 40 °С разрешается током, равным 1,2 от номинального.
Сопротивление Rф каждой фазы обмотки, входящей в схему прогрева, определяют по технической документации или измерением.
Источниками постоянного тока на монтаже могут быть генераторы возбуждения (резервные) и сварочные генераторы.
Прогрев трансформатора постоянным током запрещается до получения результатов измерений:
тока холостого хода при пониженном напряжении;
сопротивления обмоток постоянному току и коэффициента трансформации на выбранном положении переключателей;
сопротивления изоляции обмоток, а также в случае обнаружения каких-либо дефектов на активной части.
При прогреве постоянным током контролируют температуру верхних слоев масла — по термометрическому сигнализатору и температуру tr обмотки — измерением ее омического сопротивления Rr.
Бак трансформатора и обмотки, не участвующие в прогреве (если они электрически не связаны с прогреваемыми обмотками), надежно заземляют; также заземляют и закорачивают обмотки трансформаторов тока.
Нагрев продолжается не менее 10 ч, считая с момента включения трансформатора на прогрев.
Прогрев трехфазных трансформаторов методом короткого замыкания производится по схемам включения обмоток.

Прогрев трансформатора методом короткого замыкания (так же, как и прогрев постоянным током) запрещается в случае обнаружения указанных выше дефектов на активной части. Прогрев производят с установленными вводами, расширителем, выхлопной трубой и маслом, залитым до нормального уровня.

Капитальный ремонт трансформаторов

В объем капитального ремонта трансформаторов кроме работ, выполняемых при среднем ремонте, входят работы, связанные с разборкой активной части. Необходимость ее разборки может быть вызвана повреждением обмоток или магнитной системы, износом их изоляции. В первом случае обмотки полностью или частично заменяют новыми или восстанавливают старые, во втором устраняют повреждение, полностью или частично переизолируют пластины магнитной системы. В технологический процесс капитального ремонта обязательно входит сушка, а при необходимости прогрев и подсушка активной части. В данной главе рассмотрен капитальный ремонт трехфазных трансформаторов II—IV габаритов без РПН; некоторые особенности ремонта более мощных трансформаторов будут рассмотрены отдельно.

Разборка трансформаторов

При капитальном ремонте полностью сливают из трансформатора и его устройств масло, демонтируют вводы, газовое реле, расширитель, выхлопную трубу, привод переключающего устройства, термосифониый фильтр, охладители (радиаторы), приборы контроля и защиты, проводку системы охлаждения, контрольно-измерительных и защитных устройств. Разболчивают крышку и, если она не скреплена с активной частью, стропят ее, снимают с бака и укладывают на заранее подготовленное место, затем стропят и вынимают из бака активную часть. Если крышка механически связана с активной частью, то их поднимают вместе. После выемки из бака активную часть устанавливают на ремонтную площадку и приступают к разборке. Разборку активной части, скрепленной с крышкой подъемными шпильками, начинают с отсоединения от переключателя и вводов регулировочных и линейных отводов. Перед отсоединением отводы нумеруют, прикрепляя к ним бирки с соответствующими обозначениями. В зависимости от конструктивного исполнения вводы и переключающее устройство демонтируют до или после демонтажа крышки с активной части.
До съема крышки мерной рейкой измеряют расстояние между ней и полкой ярмовой балки верхнего ярма. Измерение производят у каждой подъемной шпильки. Эти размеры являются контрольными при сборке. Неправильная установка крышки по высоте приводит к тому, что при установке в бак либо активная часть висит на крышке, не упираясь в его дно, либо крышка не достает до рамы. Застропив крышку за установленные на ней рымы и натянув стропы так, чтобы они не провисали, небольшим ломиком поочередно отвинчивают рымы с подъемных шпилек, после чего гаечным ключом отвинчивают и снимают с них верхние гайки и шайбы.
Затем медленно, без рывков поднимают крышку так, чтобы ни одно из отверстий не задевало за резьбу шпилек и крышка со всех шпилек снималась одновременно. Ее поднимают немного выше шпилек и транспортируют на подготовленное для нее место. Если отдельные устройства не были демонтированы с крышки до снятия ее с подъемных шпилек, то крышку кладут на козлы, позволяющие демонтировать эти устройства. Далее отвинчивают гайки, крепящие подъемные шпильки к полкам верхних ярмовых балок, укомплектовывают их снятыми гайками, шайбами, рымами и укладывают на стеллаж, предназначенный для складирования демонтируемых устройств и: крепежных деталей.

Затем приступают к демонтажу с активной части переключателей, если они закреплены на ней, например переключателей реечного и барабанного типов, отводов и их несущей конструкции. Чтобы снять реечный переключатель, от зажимов неподвижных контактов отсоединяют регулировочные отводы и отвинчиванием гаек разболчивают его крепление к ярмовым балкам. Если переключатели барабанного типа, то визуально находят места паек регулировочных отводов с ответвлениями обмоток, ножом снимают изоляцию с этих мест и, разделив соединения, отвинчивают гайки со шпилек, крепящих переключатель к вертикальным буковым планкам, извлекают шпильки из отверстий и снимают переключатель вместе с комплектом скрепляющих его бумажно-бакелитовых деталей, который называют «установкой» переключателя.
Перед демонтажом отводов, если отсутствуют чертежи, снимают эскиз их разводки и креплений планками. Далее демонтируют детали крепления отводов, раскрепляют планки и раздельно укладывают их на стеллажи для отводов ВН и НН. В местах соединения с обмотками отводы очищают от изоляции, срезая ее на конус в двух направлениях в сторону спая. Изоляцию удаляют на длине 50—200 мм в зависимости от ее толщины и диаметра провода.

Для разъединения отводов большого сечения спай нагревают электрическими клещами с угольными электродами, применяемыми для пайки. Чтобы изоляция не воспламенилась, вблизи места нагрева по обе стороны от спая оголенные отводы обкладывают мокрым тестообразным асбестом. Соединения из проводов небольшого сечения разъединяют кусачками или рычажными ножницами типа саперных. Если обмотки или отводы не предполагают заменять новыми, то места соединения разделяют аккуратно по месту спая так, чтобы не повредить их концы. Отводы, не нуждающиеся в ремонте, укладывают на стеллаж, поврежденные, у которых оплавилась, выгорела или нарушилась изоляция, откладывают отдельно.

Если все отводы имеют хорошую изоляцию и не нуждаются в замене, их не разбирают подетально, а снимают вместе с несущей деревянной конструкцией. Это позволяет значительно сократить объем работы при сборке. В процессе разборки все устройства и детали, особенно переключатели и приводной механизм, тщательно осматривают и проверяют. Устройства и детали, у которых обнаружились такие дефекты, как поломка, трещины, люфты, подгары подвижных, неподвижных контактов и зажимов, повреждения резьбы, потемнение изоляции в местах соединений, указывающие на некачественную пайку, следует заменить или восстановить. Их откладывают отдельно от исправных.

Закончив демонтаж с активной части переключающих устройств, отводов и их несущей конструкции, распрессовывают обмотки, верхнее ярмо и снимают с него ярмовые балки.

Если обмотки запрессованы кольцами (см. рис. 1), ослабляют нажимные винты 5, отвинчивая контргайки и винты, отвинчивают гайки на стяжных шпильках верхнего ярма и ослабляют его стяжку. Если обмотки запрессованы вертикальными шпильками 8 (рис. 2), то, равномерно отвинчивая гайки стяжных шпилек 9, распрессовывают ярмо, затем, отвинчивая контргайки 11 и гайки 12, распрессовывают обмотки. Следует иметь в виду, что при распрессовке ярмо может пружинить, отбрасывая крайние пакеты и ярмовые балки 10 в стороны. Поэтому ярма более мощных трансформаторов после ослабления прессующих устройств временно скрепляют П-образными скобами, расставляя их в шахматном порядке по верхней поверхности ярма.

Рис. 1. Осевая прессовка обмоток стальными кольцами

После этого окончательно отвинчивают гайки стяжных шпилек верхнего ярма и вынимают их (если они сквозные) из отверстий ярма вместе с бумажно-бакелитовыми трубками. Если трубка свободно не извлекается из отверстия ярма, ее выбивают легкими ударами молотка по приставленной оправке. Трубки, гайки и шайбы осматривают, исправные в укомплектованном состоянии укладывают на стеллаж, а имеющие дефекты складируют отдельно.

Рис. 2. Активная часть трансформатора с прессовкой обмоток вертикальными шпильками
Рис. 3. Приспособление для съема и насадки обмоток

Затем удаляют шинку 13 заземления, снимают верхние ярмовые балки и изолирующие их от ярма электрокартонные прокладки 14. Небольшие ярмовые балки снимают руками. Для съема балок более мощных трансформаторов применяют подъемные механизмы и стальные стропы. При стяжке ярм внешними шпильками или полубандажами распрессовка ярма и снятие балок упрощаются: застропив балки, их концы временно скрепляют технологическими шпильками, постепенно, до полного отвинчивания гаек основных внешних шпилек или полубандажей, ослабляют прессовку ярма, затем удаляют технологические шпильки, снимают прессующие детали и балки.
Ярмовые балки со стороны отводов ВН и НН не взаимозаменяемы, поэтому при съеме их маркируют надписями «Сторона НН», «Сторона ВН». Ярмовые балки обычно укладывают на деревянные подкладки.
Далее снимают верхнюю уравнительную изоляцию 7. Если разборке подлежит магнитная система, демонтируют вертикальные шпильки 8 и приступают к расшихтовке верхнего ярма. Ее начинают с обеих сторон (ВН и НН) от крайних пакетов к середине ярма, вынимая одновременно по две-три пластины в зависимости от их количества в позиции (слое). Вынутые пластины укладывают в порядке расшихтовки друг на друга стопами на настил или специальные переносные стеллажи. При расшихтовке проверяют состояние изоляции пластин, отсутствие или наличие на их поверхности очагов перегрева, определяемых по выжженной изоляции, цветами побежалости стали и цвету лакового покрытия, отличного от нормального.
После расшихтовки верхнего ярма распушенные пластины стержней, выступающие над обмотками, связывают веревкой или мягкой проволокой, чтобы они не препятствовали снятию обмоток. Снимают верхнюю ярмовую изоляцию 6. Если демонтированная изоляция в хорошем состоянии, ее аккуратно укладывают на стеллаж и закрывают бумагой или брезентом. Поврежденную изоляцию откладывают отдельно для замены или ремонта.
Затем приступают к съему обмоток. При повреждении хотя бы одной обмотки в большинстве случаев приходится снимать со стержней все обмотки, потому что металлические оплавления и копоть, возникающие под действием электрической дуги, осаждаются на всех обмотках и изоляции. Сначала снимают наружные обмотки 3 (ВН). Для этого верхние концы внутренних обмоток 4 (НН) выгибают так, чтобы они приняли вертикальное положение и не задевали за наружные обмотки при их снятии. Если обмотки не предполагается заменять новыми, их при съеме тщательно осматривают, проверяют на отсутствие повреждений изоляции и деформаций.
Обмотки, имеющие большую массу, снимают специальным съемным приспособлением (рис. 3), состоящим из тяг 1 с лапами 3 и траверсы 2 с отверстием для крепления к крюку подъемного механизма. Приспособление для съема и насадки обмоток трансформаторов IV—VIII габаритов имеют три тяги, расположенные на трехлучевой траверсе под углом 120°. До заводки тяг под обмотку ее немного приподнимают приспособлениями домкратного типа, устанавливаемыми в 2—3 местах по периметру обмотки. Тяги заводят так, чтобы их лапы 5 (рис. 4) заходили под опорную изоляцию соосно со столбами дистанционных прокладок и не задевали внутреннюю обмотку и ее изоляцию. На рис. 4 показано правильное положение носка 1 лапы при жестком цилиндре 3. При мягком цилиндре носок не должен заходить дальше опорного кольца 2 (пунктирной линии). Обмотку 4 вместе с тягами туго обвязывают пеньковой веревкой вразбежку по всей высоте или специальными поясами. Вначале обмотку приподнимают на 100— 150 мм и проверяют надежность обвязки, правильность строповки, отсутствие перекоса, равномерность и плотность прижатия носков всех тяг к обмотке. Если обмотка закреплена нормально, ее снимают со стержня, опускают на деревянные подкладки и освобождают тяги. В такой последовательности поочередно снимают со стержней все фазные обмотки ВН, а затем НН. Перед съемом внутренних обмоток тяги переставляют на траверсе съемного приспособления соответственно наружному диаметру этих обмоток.

Рис.4. Положение лапы съемного приспособления при подъеме обмотки

Далее снимают ярмовую 2 и уравнительную 1 изоляцию (см. рис. 4), разбирают подетально электрокартонные цилиндры 5 и буковые детали, расклинивающие обмотки НН.

Признаки неисправности работы силовых трансформаторов при эксплуатации

Необходимо проверить нагрузку трансформатора. У трансформаторов с постоянной нагрузкой перегрузку можно установить по амперметрам, у трансформаторов с неравномерным графиком нагрузки – путем снятия суточного графика по току.

Следует также иметь в виду, что трансформаторы допускают нормальные перегрузки, зависящие от графика нагрузки, температуры окружающей среды и недогрузки в летнее время. Кроме того, допускаются аварийные перегрузки трансформаторов независимо от предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды.

Допустимые превышения температуры отдельных частей трансформатора и масла над температурой охлаждающей среды, воздуха или воды не должны превышать нормативных значений. Если указанные мероприятия не дают должного эффекта, необходимо разгрузить трансформатор, включив на параллельную работу еще один трансформатор или отключив менее ответственных потребителей.

Высокая температура трансформаторного помещения. Необходимо измерить температуру воздуха в трансформаторном помещении на расстоянии 1,5–2 м от бака трансформатора на середине его высоты. Если эта температура более чем на 8–10 °С превышает температуру наружного воздуха, необходимо улучшить вентиляцию трансформаторного помещения.

Низкий уровень масла в трансформаторе. В данном случае обнаженная часть обмотки и активной стали сильно перегревается; убедившись в отсутствии течи масла из бака, необходимо долить масло до нормального уровня.

Внутренние повреждения трансформатора: замыкания между витками, фазами; образование короткозамкнутых контуров из-за повреждения изоляции болтов (шпилек), стягивающих активную сталь трансформатора; замыкания между листами активной стали трансформатора.

Все эти недостатки при незначительных короткозамкнутых контурах, несмотря на высокую местную температуру, обычно не всегда дают заметное повышение общей температуры масла, и развитие этих повреждений ведет к быстрому росту температуры масла.

Ненормальное гудение в трансформаторе

Ослабла прессовка шихтованного магнитопровода трансформатора. Необходимо подтянуть прессующие болты.

Нарушена прессовка стыков в стыковом магнитопроводе трансформатора. Под влиянием вибрации магнитопровода ослабла затяжка вертикальных болтов, стягивающих стержни с ярмами, это изменило зазоры в стыках, что и вызвало усиленное гудение. Необходимо перепрессовать магнитопровод, заменив прокладки в верхних и нижних стыках листов магнитопровода.

Вибрируют крайние листы магнитопровода трансформатора. Необходимо расклинить листы электрокартоном.

Ослабли болты, крепящие крышку трансформатора, и прочие детали. Необходимо проверить затяжку всех болтов.

Трансформатор перегружен или нагрузка фаз отличается значительной несимметричностью. Необходимо устранить пере-грузку трансформатора или уменьшить несимметрию нагрузки потребителей.

Возникают замыкания между фазами и витками. Необходимо отремонтировать обмотку.

Трансформатор работает при повышенном напряжении. Необходимо установить переключатель напряжения (при его нали-чии) в положение, соответствующее повышенному напряжению.

Потрескивание внутри трансформатора

Перекрытие (но не пробой) между обмоткой или отводами на корпус вследствие перенапряжений. Необходимо осмотреть и отремонтировать обмотку.

Обрыв заземления. Как известно, активная сталь и все прочие детали магнитопровода в трансформаторе заземляются для отвода в землю статических зарядов, появляющихся на этих частях, так как обмотка и металлические части магнитопровода – это, по существу, – обкладки конденсатора.

При обрыве заземления могут происходить разряды обмотки или ее отводов на корпус, что воспринимается как треск внутри трансформатора.

Необходимо восстановить заземление до того уровня, на котором оно было выполнено заводом-изготовителем: присоединить заземление в тех же точках и с той же стороны трансформатора, т. е. со стороны выводов обмотки низшего напряжения. Однако при неправильном восстановлении заземления в трансформаторе могут возникнуть короткозамкнутые контуры, в которых могут появиться циркулирующие токи.

Пробой обмоток трансформатора и обрыв в них

Пробой обмоток на корпус между обмотками высшего и низшего напряжения или между фазами.

Причины пробоя обмоток трансформатора:

возникли перенапряжения, связанные с грозовыми явлениями, аварийными или коммутационными процессами;
резко ухудшилось качество масла (увлажнение, загрязнение и пр.);
понизился уровень масла;
изоляция подверглась естественному износу (старению);
при внешних коротких замыканий, а также при замыканиях внутри трансформатора возникли электродинамические усилия.

Необходимо подчеркнуть, что при перенапряжениях могут происходить не пробои изоляции, а только перекрытия между обмотками, фазами или между обмоткой и корпусом трансформатора. В результате перекрытия обычно происходит лишь оплавление поверхности нескольких витков и появляется копоть на соседних витках, полное же соединение между витками, фазами или же между обмоткой и корпусом трансформатора отсутствует.

Пробой изоляции обмотки трансформатора можно обнаружить мегомметром. Однако в некоторых случаях, когда в результате перенапряжений на обмотке возникают оголенные места в виде точек (точечный разряд), выявить дефект можно, только испытав трансформатор приложенным или индуктированным напряжением. Необходимо отремонтировать обмотку, а в случае необходимости заменить трансформаторное масло.

Обрывы в обмотках трансформатора. В результате обрыва или плохого контакта происходит оплавление или выгорание части проводника. Дефект обнаруживается по выделению горючего газа в газовом реле и работе реле на сигнал или отключение.

Причины обрывы в обмотках трансформатора:

плохо выполнена пайка обмотки;
возникли повреждения проводов, соединяющих концы обмоток с выводами;
при коротких замыканиях внутри и вне трансформатора развиваются электродина-мические усилия. Обрыв можно обнаружить по показаниям амперметров или с помощью мегомметра.

При соединении обмоток трансформатора треугольником нахождение фазы, имеющей обрыв, производится путем разъединения обмотки в одной точке и испытания каждой фазы трансформатора в отдельности. Обрыв чаще всего происходит в местах изгиба кольца под болт.

Необходимо отремонтировать обмотку.

Чтобы предотвратить повторение обрыва в отводах обмотки трансформатора, следует отвод, выполненный круглым проводом, заменить гибким соединением – демпфером, состоящим из набора тонких медных лент сечением, равным сечению провода.

Работа газовой защиты трансформатора

Газовая защита от внутренних повреждений или ненормального режима работы трансформатора в зависимости от интенсивности газообразования срабатывает или на сигнал, или на отключение, или одновременно на то и другое.

Газовая защита сработала на сигнал.

Причины срабатывания газовой защиты трансформатора:

произошли небольшие внутренние повреждения трансформатора, что привело к слабому газообразованию;
при заливке или очистке масла в трансформатор попал воздух;
медленно понижается уровень масла из-за снижения температуры окружающей среды или вследствие течи масла из бака.

Газовая защита трансформатора сработала на сигнал и на отключение или только на отключение. Это вызывается внутренними повреждениями трансформатора и другими причинами, сопровождаемыми сильным газообразованием:

произошло замыкание между витками первичной или вторичной обмоток трансформатора. Данное повреждение может быть вызвано недостаточной изоляцией переходных соединений, продавливанием изоляции витков при опрессовке или из-за заусенцев на меди витка, механическими повреждениями изоляции, естественным износом, перенапряжениями, электродинамическими усилиями при коротких замыканиях, обнажением обмотки вследствие снижения уровня масла.
По замкнутым накоротко виткам проходит ток большой силы, причем ток в фазе может лишь незначительно возрасти; изоляция витков быстро сгорает, могут выгорать сами витки, причем возможно разрушение и соседних витков. При развитии авария может перейти в междуфазное короткое замыкание.
Если число замкнутых витков значительно, то в короткий промежуток времени масло сильно нагревается и может закипеть. При отсутствии газового реле может произойти выброс масла и дыма через предохранительную пробку расширителя.
Замыкание между витками сопровождается не только ненормальным нагревом масла и некоторым увеличением тока со стороны питания, но и уменьшением сопротивления фазы, где возникло замы-кание;
произошло междуфазное короткое замыкание, вызванное теми же причинами, что и пробой изоляции, и протекающее бурно. При этом может произойти выброс масла из расширителя или через диафрагму предохранительной трубы, которая устанавливается в трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше;
образовался короткозамкнутый контур из-за повреждения изоляции болтов, стягивающих активную сталь трансформатора. Короткозамкнутый контур сильно нагревается и вызывает перегрев масла. Болт и близлежащие листы активной стали могут быть разрушены. В трансформаторах со стыковыми магнитопроводами короткозамкнутый контур может получиться при соприкосновении с ярмами накладок, прессующих стержни;
произошло замыкание между листами активной стали вследствие повреждения междулистовой изоляции в результате естественного износа (старения) изоляции. Вызванные таким повреждением изоляции значительные вихревые токи способствуют большим местным перегревам активной стали, что с течением времени может привести к местному выгоранию стали (пожару в железе). В стыковых магнитопроводах может произойти сильное нагревание стыков вихревыми токами из-за повреждения прокладок в них;
значительно снизился уровень масла в трансформаторе или из масла интенсивно выделяется воздух вследствие резкого похолодания или же после ремонта (заливка свежего масла, его очистка центрифугой и пр.).

Необходимо подчеркнуть, что в практике отмечены также случаи ложной работы газовой защиты из-за неисправности цепей вторичной коммутации защиты. Например, работа газовой защиты трансформатора может быть вызвана различными причинами. Поэтому перед тем как приступить к устранению неисправности, необходимо точно установить причину, вызвавшую срабатывание газовой защиты. Для этого необходимо выяснить, какая из защит (релейных) сработала, произвести исследование газов, скопившихся в газовом реле, и определить их горючесть, цвет, количество и химический состав.

Горючесть газа свидетельствует о наличии внутреннего повреждения. Если газы бесцветны и не горят, то причиной действия реле является выделившийся из масла воздух. Цвет выделившегося газа позволяет судить о характере повреждения; бело-серый цвет свидетельствует о повреждении бумаги или картона, желтый – дерева, черный – масла. Но так как окраска газа может через некоторое время исчезнуть, то его цвет следует определить тут же при его появлении. Снижение температуры вспышки масла также свидетельствует о наличии внутреннего повреждения. Если причиной действия газовой защиты было выделение воздуха, то его необходимо выпустить из реле. При снижении уровня масло следует долить, отключить газовую защиту от действия на отключение.

При повреждении обмотки необходимо найти место повреждения и произвести соответствующий ремонт. Для этого необходимо вскрыть трансформатор и извлечь сердечник. Замкнутые накоротко витки обмотки можно найти при включении трансформатора со стороны низшего напряжения на пониженное напряжение. Короткозамкнутый контур будет сильно разогрет, и из обмотки появится дым. Этим способом могут быть найдены и другие короткозамкнутые контуры.

Поврежденные места в активной стали могут быть найдены при холостом ходе трансформатора (при вынутом сердечнике). Эти места будут сильно нагреты. При этом испытании напряжение подводят к обмотке низшего напряжения и поднимают с нуля; обмотка высшего напряжения должна быть предварительно разъединена в нескольких местах во избежание пробоя обмотки (из-за отсутствия масла).

Замыкание между листами активной стали трансформатора и ее оплавление следует устранить перешихтовкой поврежденной части магнитопровода с заменой междулистовой изоляции. Поврежденную изоляцию в стыках магнитопровода заменяют новой, состоящей из листов асбеста толщиной 0,8–1 мм, пропитанных глифталевым лаком. Сверху и снизу прокладывают кабельную бумагу толщиной 0,07–0,1 мм.

Ненормальное вторичное напряжение трансформатора

Первичные напряжения трансформатора одинаковы, а вторичные напряжения одинаковы при холостом ходе, но сильно разнятся при нагрузке.

плохой контакт в соединении одного зажима или внутри обмотки одной фазы;
обрыв первичной обмотки трансформатора стержневого типа, соединенного по схеме треугольник – звезда или треугольник – треугольник.

Первичные напряжения трансформатора одинаковы, а вторичные напряжения неодинаковы при холостом ходе и при нагрузке.

перепутаны начала и конец обмотки одной фазы вторичной обмотки при соединении звездой;
обрыв в первичной обмотке трансформатора, соединенного по схеме звезда – звезда. В этом случае три линейных вторичных напряжения не равны нулю;
обрыв во вторичной обмотке трансформатора при соединении его по схеме звезда – звезда или треугольник – звезда. В этом случае только одно линейное напряжение не равно нулю, а два других линейных напряжения равны нулю.

При схеме соединения треугольник–треугольник обрыв его вторичной цепи можно установить измерением сопротивлений или по нагреву обмоток: обмотка фазы, имеющей обрыв, будет холодной из-за отсутствия в ней тока. В последнем случае возможна временная эксплуатация трансформатора при токовой нагрузке вторичной обмотки, составляющей 58 % номинальной. Для устранения неисправностей, вызывающих нарушения симметрии вторичного напряжения трансформатора, необходим ремонт обмоток.

Включение трансформатора после ремонта

Включать трансформатор в работу после ремонта следует после тщательного осмотра трансформатора. Цель осмотра заключается в том, чтобы убедиться в правильности присоединения трансформатора. А так же в отсутствии на крышке трансформатора и на шинах посторонних предметов. Непосредственно перед включением трансформатора под напряжение следует проверить мегомметром изоляцию всех обмоток вместе с присоединенными шинами или кабелями для того, чтобы убедиться в нормальном состоянии изоляции.

Ток нагрузки трансформатора может быть отключен только выключателем. Трансформаторы со стороны низшего напряжения не имеют выключателей, включение под напряжение и отключение намагничивающего тока производится только со стороны высшего напряжения выключателем или разъединителем.

Отключение тока нагрузки параллельно работающих со стороны низшего напряжения трансформаторов следует производить автоматом или рубильником, так как отключение намагничивающего тока рубильником со стороны низшего напряжения после отключения трансформатора со стороны высшего напряжения нежелательно из-за того, что не исключено появление значительной дуги от намагничивающего тока.

Отключение одиночного трансформатора следует производить со стороны нагрузки выключателем или автоматом, а затем со стороны питания.

Включение в работу трансформаторов, работающих параллельно, производиться при соблюдении следующих условий: тождественность групп соединения обмоток, равенство напряжений короткого замыкания с допуском ±10% их среднего значения и равенство коэффициентов трансформации (с допуском до 1% —для трансформаторов с коэффициентом трансформации, меньшим 3, и 0,5%—для всех других трансформаторов). Трансформаторы должны быть сфазированы.

Фазировка должна быть проверена после каждого ремонта, если трансформатор отсоединялся от шин.

Коэффициент трансформации может в процессе эксплуатации изменяться. Если трансформаторы имеют переключатель ответвлений, то изменение коэффициента трансформации может произойти при ремонте из-за ошибочного присоединения отводов. Поэтому следует перед включением трансформатора после ремонта убедиться, что переключатели ответвлений находятся в одинаковом положении.

Порядок включения силовых трансформаторов в работу

Силовой

Первичное включение силовых трансформаторов в работу, а также запуск трансформаторных подстанций – завершающий этап пуско-наладочных работ. Он выполняется в строгом соответствии с правилами эксплуатации трансформаторных установок и только компаниями, которые имеют лицензию на производство таких работ.

Содержание

Монтаж и наладка комплекса оборудования перед включением

В процессе осмотра места монтажа и наладки комплекса оборудования перед включением важно оценить степень выполнения правил техники безопасности. Установка не должна представлять угрозу нормальному передвижению обслуживающего персонала (в том числе, и с оснасткой). Если силовой трансформатор установлен на уровне земли, проверяют физико-механические характеристики грунта и его сплошность. Выявленные несоответствия нормативам могут вызвать сдвиг грунта, в результате чего трансформатор или его электрические соединения могут быть повреждены. Если трансформатор установлен на бетонную площадку, то предельное напряжение материала на сдвиг должно составлять от 20 МПа и более. Контролируется также геометрическая форма площадки: она должна иметь скошенные края сверху и снизу, высота которых от каждого конца должна быть не менее 50 мм. Минимальные размеры бетонного основания (бетон – марки не ниже М400) под силовые трансформаторы мощностью 500…2500 кВА составляют: длина – 2400 мм, ширина – 2700 мм, высота – 250 мм.

Если устройство установлено внутри помещения или на крыше здания, необходимо тщательно проанализировать возможное поведение конструкции под нагрузкой и оценить риски нарушения целостности. Особые положения касаются устройств, которые размещаются в сейсмически опасных зонах.

В ходе таких работ постоянно сопоставляется фактическая схема расположения трансформатора с той, которая приведена в инструкции производителя оборудования.

Важно! Все выявленные несоответствия подлежат незамедлительному устранению строительной компанией, ответственной за монтаж устройства.

При каких условиях производится включение трансформатора

Качество пусконаладочных операций улучшится, если придерживаться следующих правил измерения и испытания электрооборудования перед введением его в работу:

Устройство должно быть проверено на наличие повреждений перед установкой, включая незакрепленные части, наличие грязи и влаги.
Избегать каких-либо дополнительных нагрузок на кабеля, вводы или соединения.
Не удалять защитное покрытие вокруг клемм: они предотвращают окисление поверхности. На клеммах не должно быть дополнительных деталей (например, шайб): это вызывает перегрев соединения.

Проверить наличие зазора между смежными кабелями, избегать их размещения вблизи кромок и обмоток.
Проверить заземление нейтрального провода.
Проверить правильность функционирования цепей управления и измерить фактическое сопротивление изоляции. Испытание сопротивления изоляции должно быть проведено до подачи питания.
Все обмотки должны быть проверены на целостность.
При необходимости параллельной эксплуатации нескольких трансформаторов в группе требуется консультация производителя, поскольку все значения напряжения, тока и угла сдвига фаз должны быть в пределах нормы.
Перед подачей питания на любой трехфазный трансформатор сравнивают линейное и заземляющее напряжения, которые должны быть одинаковыми.

Совет: После завершения установки проверяют выходное напряжение устройства.

Условия, при каких производится включение трансформатора, полностью определяют устойчивость его работы и трудоемкость последующего регламентного обслуживания.

Измерения и испытания электрооборудования перед введением в работу

Правилами приёмки силовых трансформаторов предписывается выполнить ряд измерений и испытаний электрооборудования перед введением его в работу. На этапе подготовки определяются с перечнем контролируемых параметров. При стандартных испытаниях устанавливают:

Сопротивление, необходимое для расчета температуры обмотки
Падение напряжения(определяется по результатам теста на короткое замыкание), по которому выясняется номинал выключателя и/или предохранителя, а также схема согласующего реле.
Потерю нагрузки, определяющую эффективность работы устройства.
Прикладные и наведенные потенциалы, по которым проверяется электрическая прочность цепей.

Как происходит первое включение

Существуют также и вспомогательные тесты, которые помогают установить, как происходит первое включение трансформатора:

Проверка на импульс (выполняется в сетях, где возможны резкие скачки напряжения, например, при ударах молний);
Звук(важно для жилых и офисных помещений: тест может использоваться также в качестве сравнения с будущими звуковыми испытаниями для выявления каких-либо проблем);
Повышение температуры обмоток, которое помогает гарантировать, что проектные пределы не будут превышены;
Корона для блоков среднего и высокого напряжения, которая покажет, функционирует ли должным образом система изоляции;
Сопротивление изоляции в цепях управления напряжением 1,2 кВ (измеряется мегомметром), которое определяет степень влажности изоляции и часто проводится после поставки оборудования, чтобы служить эталоном для сравнения с будущими показаниями;
Коэффициент мощности изоляции, который измеряется во время монтажа установке, а затем каждые несколько лет, чтобы помочь определить интенсивность старения изоляции.

Испытание трансформаторов тока толчком на номинальное напряжение

При особых условиях эксплуатации выполняют испытание трансформаторов тока толчком на номинальное напряжение. Этим тестом проверяется функционирование устройства в экстремальных условиях. Контроль тока и напряжения осуществляется на понижающей обмотке.

Величины значений напряжения (линия-земля и линия-линия) должны быть очень близкими. Если это не так, питание отключают и вызывают представителя фирмы-производителя.

Проверка работы холостого хода

При совпадении номиналов подключают нагрузку и подают питание на устройство: так можно проверить работу холостого хода. При контроле напряжений и токов нагружение должно быть безударным, и увеличиваться ступенчато, пока не будет достигнута полная нагрузка. И напряжения, и токи должны меняться одинаково. Максимальная длительная нагрузка указывается в паспортных данных.

После установки проверяют выходное напряжение трансформатора. Проверка должна производиться в некоторой безопасной точке доступа к нагрузке, но не в самом устройстве.

Проверяем правильность работы устройства

Для протяженных кабельных трасс падение напряжения существенно возрастает. Когда напряжение на стороне нагрузки низкое, то для поднятия этого параметра следует использовать отводные соединения ниже 100% напряжения сети. Если напряжение на стороне нагрузки высокое, то для его снижения необходимо использовать ответвительные соединения, превышающие 100% линейного напряжения.

Что предпринимать если измеренный ток холостого хода превышает значение

Что предпринимать, если измеренный ток холостого хода превышает значение, приведенное в паспорте? Это возможно, если при монтаже перепутаны отводы, используемые для коррекции сверхвысокого или сверхнизкого входного напряжения линии. Следует дополнительно проверить схему подключения и переподключить отводы, согласно схеме, указываемой на табличке или в инструкции по монтажу.

Важно! Никогда не пытайтесь проверить выходное напряжение на трансформаторе. В корпусе всегда присутствует опасное высокое напряжение.

Включение трансформаторов после монтажа и ремонта - Условия включения трансформаторов в эксплуатацию без сушки

Решение вопроса о включении трансформатора в эксплуатацию после монтажа или ремонта зависит от его мощности, напряжения, условий транспортировки (с расширителем или без него, с маслом или без масла), а также от условий, в которых находился трансформатор до начала монтажа и в период его выполнения.
Ревизию трансформатора начинают с проверки его герметичности (табл. 1).
Условия включения трансформаторов пяти групп (I. V) без сушки приведены в табл. 2. 5.

Таблица 1 Методы проверки герметичности трансформаторов

Методы проверки герметичности

Заполненный маслом, без расширителя

1. Проверка давлением столба масла высотой 1,5 м от уровня крышки в течение 3 ч (трансформатор считают герметичным, если при проверке не наблюдается течи в местах, расположенных выше уровня масла, с которым он поступил на предприятие).
2. Предварительная проверка давлением сухого воздуха 15 кПа в течение 3 ч (трансформатор считают герметичным, если давление понизится не более чем до 13 кПа).
3. Окончательная проверка после монтажа трансформатора (до установки воздухоосушителя) давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч (при температуре масла в баке не ниже 10 °С)

Без масла, с избыточным давлением сухого воздуха или азота

1. Не позднее чем через 10 дней после прибытия на площадку (в дальнейшем не реже 1 раза в месяц в течение срока хранения) избыточное давление проверяют манометром внутри бака и сопоставляют его с давлением перед отправкой трансформатора с завода.
2. При нарушении герметичности проверяют уплотнения созданием давления азота (или сухого воздуха) до 25 кПа. Трансформатор считают герметичным, если по истечении 3 ч давление снизится не более чем до 23 кПа (при изменении температуры окружающей среды в пределах 10. 15 °С)

Примечание. Результаты проверки герметичности оформляют актом (или протоколом) и учитывают при решении вопроса о введении трансформатора в эксплуатацию без сушки.

Читайте также: