www.transform.ru
Сделать "домашней" страницей Порекомендовать друзьям Поместить в папку "Избранное" Новости
More информации о трансформаторах и электротехническом оборудовании
Теория Конструкция Технология Транспортировка Диагностика Обслуживание Замена
Теория Проектирование Производство Транспортировка Эксплуатация Ремонты Утилизация
Расчеты Проектирование Производство Монтаж Эксплуатация Ремонты Утилизация
 
Полный жизненный цикл силового трансформатора


  TRANSFORMаторы
  о проекте
  цены
  контакты
  выдающиеся представители
  карта станций ОГК
  форум
  Диагностика+
  Архив
  объявления
  библиография
  ресурсы отрасли
  новости
  выставки
  терминологический словарь
  часто задаваемые вопросы (FAQ)
  Банк данных
  предприятия
  спрос - предложение
  зарегистрироваться
  Охрана труда
  Биржа труда
  разместить резюме
  разместить вакансию
  поиск резюме
  поиск вакансии
  Теория, расчеты
  Конструкция, проектирование
  Технология, производство
  Транспортировка, монтаж
  Эксплуатация
  Ремонты
  Утилизация
  Обучение
  очное
  дистанционное



СРЕДНИЙ РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Ремонты Ремонты  
 
Средний ремонт трансформаторов

Средний ремонт трансформаторов включает организационные и технические мероприятия, вскрытие трансформатора, осмотр и мелкий ремонт активной части, деталей и сборочных единиц трансформатора.

В сравнении с текущим этот вид ремонта отличается объемом и сложностью работ. Согласно действующим нормам капитальный ремонт трансформаторов напряжением 110 кВ производится в первый раз в большинстве случаев после 12 лет эксплуатации. Применяя более совершенные способы диагностики, сроки проведения первого капитального ремонта можно пересматривать в сторону увеличения сверх 12 лет. В каждом конкретном случае изменение сроков капитального ремонта принимается после рассмотрения состояния трансформатора и необходимого обоснования

Капитальный ремонт трансформатора производится, как правило, со вскрытием активной части, но без ее разборки. Необходимость подпрессовки обмоток является основной причиной периодического вскрытия активной части. Объясняется это тем, что в качестве основной твердой изоляции в конструкции трансформатора используется электрокартон с большой усадкой (около 10%). При отсутствии автоматической подпрессовки в процессе эксплуатации обмотки трансформатора распрессовываются и, следовательно, теряют или снижают свою электродинамическую стойкость. Поэтому для предупреждения деформаций обмоток под воздействием токов КЗ обмотки хотя бы 1 раз в течение срока службы трансформатора подвергаются подпрессовке.

Кроме того, необходимость вскрытия может быть вызвана некоторыми дефектами активной части, которые появляются с течением времени. К таким дефектам следует отнести следующие: старение масла и зашламление активной части, увлажнение изоляции, ослабление прессовки магнитопровода, ухудшение изоляции между элементами магнитопровода (шпильками, ярмовыми балками и др.), ослабление крепления изоляционных барьеров обмоток и междуфазной изоляции, ослабление крепления отводов, излом изоляции отводов, износ механических деталей РПН; старение уплотняющих маториалов, течи масла, разрушение покрытия внутренних поверхностей бака, разрушение опорной изоляции, (пята-кольцо) прессующих винтов прессующего устройства обмоток, ослабление разъемных контактных соединений, корродирование поверхности, разрушение узла установки ввода и дефекты вводов напряжением до 500 кВ и выше, требующих их замены со сливом масла из бака трансформатора, повреждение схемы заземления магнитопровода и элементов прессующего устройства обмоток

Вскрытие активной части трансформатора налагает требования в отношении увлажнения изоляции: чтобы уложиться в сроки проведения ремонта (разные у трансформаторов разного класса изоляции), проводится прогрев рансформаторов.

Капитальный ремонт без разборки активной части включает в себя перечень операций, выполняемых на узлах (элементах) трансформаторов в определенной технологической последовательности

Организация ремонта трансформатора.

В подготовку к ремонту трансформатора входят работы по проверке и комплектованию технической документации, инструмента, приспособлений, оборудования, материалов и ремонтных площадок. В зависимости от вида ремонта, его сложности и особенностей, условий и места проведения определяется объем подготовительных работ и обеспечение ремонта необходимой технической документацией: эксплуатационной, заводской и ремонтной, разрабатываемой ремонтной организацией (проект организации работ, проект реконструкции или модернизации, ППР).

Приемка в ремонт трансформатора оформляется актом. Трансформатор сдают в ремонт полностью в рабочем состоянии со всей технической, ремонтной и эксплуатационной документацией, а также с комплектом необходимых для ремонта запасных частей, деталей, материалов, инвентарной оснастки и оборудования для выполнения ремонта.

Выдача трансформатора из ремонта оформляется актом с передачей заказчику отчетной технической документации, протоколов испытаний и измерений.

Условия пребывания активной части трансформатора на воздухе.

Началом осмотра активной части считается:

  • для трансформаторов, транспортируемых с маслом начало слива масла;
  • для трансформаторов, транспортируемых без масла, вскрытие крышки или любой заглушки.

Осмотр активной части или капитальный ремонт считается законченным с момента герметизации бака или начала вакуумирования перед заливкой маслом. Кратковременное вскрытие какой-либо заглушки и установка термометра для измерения температуры при прогреве не учитываются при определении продолжительности пребывания активной части на воздухе.

Вводимые в эксплуатацию трансформаторы до 35 кВ включительно осматриваются в соответствии с действующими заводскими инструкциями. Трансформаторы 35 кВ, проходящие капитальный ремонт, и все трансформаторы 110 - 750 кВ при монтаже и капитальном ремонте осматриваются в соответствии с указаниями, приведенными ниже.

Температура активной части в процессе всего периода разгерметизации должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха (на ремонтной площадке) не менее чем на 5°С и во всех случаях должна быть не ниже 10 °С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, то трансформатор перед осмотром следует нагреть. Температура активной части в процессе осмотра определяется любым термометром (кроме ртутного), устанавливаемым на верхнем ярме.

Вскрытие предварительно прогретой активной части трансформатора, должно производиться при устойчивой ясной погоде без осадков.

Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией бака, не должна превышать значений, приведенных в табл. 1. Если время осмотра превышает указанное в таблице, но не более чем в 2 раза, должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора..

Таблица 1. Продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе

Напряжение трансформатора, кВ

Мощность трансформатора, MB.A

Допустимая продолжительность, не более, ч, при температуре воздуха выше 00 С; Примечание
Относительная влажность воздуха, %

Ta,ч > Tt,pна 0С

Прогрев активной части до температуры, 0C

Применение установки «Суховей»

Слив масла При температуре воздуха ниже 00 C
До 75 До 85

До 35 включительно

До 6,3 24 16 - На 10°С выше температуры окружающего воздуха - Полный 12 -
110-220 10 и более До 80

12

12

8

8

-

5

То же

На 10°С выше температуры окружающего воздуха

-

-

То же

» »

8

8

-

При ремонте

110-500

80 и более

32 20 5 60-80 Рекомендуется » » - То же
110-330 До 400

16

32

12

20

10

5

-

-

-

-

» »

Частичный

-

-

При монтаже

То же

110-750 100 и более -

менее 100 5 - Применение обязательно Полный - » »

Примечание: Ta,ч –температура активной части; Tt,p – температура точки росы.

При относительной влажности окружающего воздуха более 85% трансформатор допускается осматривать только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно создать необходимые условия для осмотра. При осмотре активной части трансформатора с продувкой сухим воздухом от установок типа «Суховей» общая продолжительность работ не должна превышать 100 ч и определяется специальной инструкцией завода-изготовителя.

Основные технологические операции среднего ремонта трансформаторов.

При среднем ремонте трансформаторов основные типовые технологические операции выполняют в следующей последовательности:

  1. отсоединяют шины и спуски от вводов, силовые и контрольные кабели от двигателей и приборов, заземление трансформатора. Кабели маркируют;
  2. проводят тщательный внешний осмотр трансформатора и составляют опись дефектов, подлежащих устранению при ремонте;
  3. проверяют изоляционные характеристики трансформатора для последующего сравнения их с показателями после ремонта;
  4. сливают из расширителя масло, проверяют при этом работу маслоуказателя и газового реле, перекрывают кран между расширителем и баком;
  5. снимают вводы и навесные охладители, сливают масло из бака трансформатора на 150 - 200 мм ниже уровня крышки. Перекрывают краны и задвижки между охладителями и баком трансформатора, сливают из охладителей масло, снимают их и вводы с трансформатора, устанавливают заглушки на плоских кранах, задвижках и фланцах трансформатора. При невозможности доставки трансформатора на место ремонта в собранном виде производят демонтаж охладителей и вводов. Заполняют охладители маслом и устанавливают заглушки;
  6. наносят разметку на всех рельсах и катках в местах их сопряжения, приподнимают трансформатор домкратами, убирают подкладки и опускают трансформатор на рельсы. Заряжают тросом полиспаст и закрепляют его за якорь и трансформатор, проверяют стыки на крестовинах рельсовых путей. Доставляют трансформатор на ремонтную, площадку со скоростью, не превышающей 8 м/мин, и устанавливают по уровню, выверяя горизонтальность рамы бака;
  7. испытывают трансформатор на ремонтной площадке;
  8. устанавливают по габаритному чертежу трансформатора схемы строповки элементов арматуры, вводов, бака и других составных частей трансформатора;
  9. сливают частично масло до уровня 150 - 200 мм от верха крышки (верхней части бака);
  10. демонтируют газоотводные трубы, краны, задвижки, расширитель, выхлопную трубу, клапаны;
  11. устанавливают заглушки;
  12. определяют условия вскрытия и допустимую продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе при осмотре в зависимости от условий окружающей среды;
  13. прогревают трансформатор методом постоянного тока или другим методом до температуры верхних слоев масла 60 –80 0С;
  14. сливают масло из бака с подсосом воздуха через воздухоосушитель, установленный ранее при частичном сливе масла;
  15. снимают высоковольтные маслонаполненные вводы. Герметичные вводы ГБМТ с баками давления снимают вместе с баками, предохраняя соединительную трубку от повреждений и резких изгибов (радиус изгиба должен быть не менее 90 мм);
  16. снимают трансформаторы тока с бакелитовыми цилиндрами и устанавливают их нижней частью в емкость с маслом;
  17. снимают вводы НН, отсоединив гибкие соединения через специальные люки или, разболтав контактную часть, демонтируют фарфоровые покрышки у разборных вводов (у трансформаторов, активная часть которых связана с крышкой, вводы ВН и НН до вскрытия трансформатора не снимают);
  18. ввертывают до упора домкратные винты для фиксации переключающего устройства погружного типа, отсоединяют крепление переключающего устройства от бака трансформатора;
  19. производят маркировку отводов, отсоединяют их от переключателей напряжения и закрепляют за активную часть, отсоединяют распорные болты, валы переключающих устройств, предварительно нанеся риски на муфты сцепления;
  20. разболчивают крышку трансформатора или верхнюю часть бака, отпуская равномерно болты, начиная с середины боковых сторон;
  21. снимают крышку, поднимают активную часть или снимают верхнюю часть бака. Подъем производят в строгом соответствии с указаниями габаритного чертежа, при этом следят за образованием по всему периметру зазора между баком и активной частью; подъем с перекосом запрещается;
  22. устанавливают активную часть на деревянных подкладках, выложенных горизонтально по уровню; запрещается производить работы, если активная или верхняя часть бака находится «на весу»;
  23. устанавливают временные стеллажи, обеспечивающие удобные и безопасные условия при ревизии активной части и при проведении работ на съемной части бака;
  24. измеряют отношение DС/С прибором ЕВ-3 или ПКВ-7;
  25. проверяют затяжку доступных стяжных шпилек ярм. креплений отводов, барьеров, переключателей и других элементов активной части. Замеченные ослабления устраняют подтяжкой гаек;
  26. проверяют затяжку винтов и домкратов осевой прессовки обмоток; на время затяжки домкратов внутренних обмоток в случае необходимости разрешается вывернуть мешающие затяжке прессующие винты наружных обмоток. Эти винты затягивают при прессовке наружных обмоток. Подтягивание винтов и домкратов производят равномерно по всей окружности, затягивают контргайки;
  27. проверяют затяжку, подтягивают разъемные соединения отводов, затягивают контргайки;
  28. проверяют состояние прессовки остова и при необходимости проводят подпрессовку ярма. Выявляют места перегрева, забоин и шлакообразования. Заменяют дефектную изоляцию стяжных шпилек (полубандажей), восстанавливают в доступных местах разрушенную межлистовую изоляцию пластин активной стали конденсаторной бумагой или бакелитовым лаком. Выправляют забоины и удаляют шлакообразования;
  29. осматривают изоляцию доступных частей обмоток, отводов, переключателей, цилиндров, вводов и других изоляционных элементов. Устанавливают наличие следов электрических разрядов, проверяют цвет и механическую прочность изоляции и принимают решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора. Замеченные повреждения устраняют;
  30. осматривают состояние доступных контактных поверхностей переключателей;
  31. удаляют подагры с контактных поверхностей или заменяют контакты;
  32. проверяют схему заземления активной части в соответствии с чертежом и производят измерения: сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей и полубандажей ярм относительно активной стали и ярмовых балок; сопротивления изоляции прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок; сопротивления изоляции ярмовых балок относительно активной стали; сопротивления изоляции электростатических экранов относительно обмоток и активной стали (если предусмотрены конструкцией). Проверяют исправность цепи между заземляющими шинами экранов, устанавливают на место и закрепляют заземление экранов;
  33. измеряют отношениеDС/С в конце ревизии перед опусканием активной части или установкой верхней части бака; приращения DС/С измеренные в конце и начале ревизии (приведенные к одинаковой температуре), не должны превышать значений, указанных в табл. 2;

Таблица 2. Наибольшие допустимые значения D С/С изоляции обмоток трансформаторов110 кВ и выше без масла

Показатель ЗначенияDС/С %, при температуре обмотки, °С
10 20 30 40 50
DС/С приращение отношений DС/С измеренных в начале и 8 12 18 29 44
в конце ремонта и приведенных к одной температуре 3 4 5 8,5 13

Примечание. Значения DС/С относятся ко всем обмоткам трансформатора.

  1. промывают активную часть струей горячего трансформаторного масла, которое должно соответствовать предъявляемым требованиям;
  2. удаляют остатки масла со дна бака;
  3. промывают и очищают доступные внутренние части бака;
  4. параллельно с работами на активной части ремонтируют основные наружные составные части трансформатора: крышку, бак, расширитель, предохранительные устройства, вводы, систему охлаждения;
  5. опускают активную часть в бак, устанавливают крышку или ставят на место верхнюю часть бака;
  6. восстанавливают заземление активной части на бак (если предусмотрено конструкцией), восстанавливают схему отводов;
  7. герметизируют разъемы крышки или верхней части бака. Резиновые прокладки уплотнений рекомендуется предварительно приклеивать резиновым клеем к раме разъема. При разделке стыков прокладок концы на длине 60 - 70 мм полностью срезают. Середину стыка располагают против одного из болтов. При уплотнении разъемов подтягивают или отпускают болты одновременно по всему периметру, даже если неплотность по разъему разная. Затяжку считают нормальной, когда прокладка зажата на 2/3 первоначальной толщины;
  8. устанавливают и уплотняют карманы вводов высокого напряжения;
  9. устанавливают на бак и закрепляют трансформаторы тока;
  10. устанавливают и закрепляют вводы ВН, подсоединяют отводы к вводам так, чтобы конус изоляции отвода вошел в экран вводной траверсы и стропов различной длины. При установке вводов необходимо предусмотреть меры против их опрокидывания;
  11. устанавливают коробки вводов НН и вводы НН, подсоединяют к ним отводы. Установку вводов НН и подсоединение к ним отводов производят после заливки трансформатора маслом до уровня верхних ярмовых балок;
  12. устанавливают пофазно изоляционные валы с приводом переключателей в соответствии с маркировкой. Закрепляют привод переключателя и выполняют его герметизацию. Проверяют по таблице, приведенной в чертеже отводов. Особое внимание обращают на согласование положения привода и переключателя;
  13. устанавливают на люки и крышки постоянные заглушки и уплотняют их;
  14. подготавливают трансформатор к вакуумированию. Устанавливают на бак задвижки и краны, временный маслоуказатель, подсоединяют трубопроводы временной масло вакуумной системы;
  15. проверяют бак трансформатора на натекание, для чего включают вакуумный насос, открывают вентиль вакуум провода на крышке бака трансформатора и равномерно ступенями по 0,013 МПа через каждые 15 мин устанавливают в баке вакуум с остаточным давлением 0,001 МПа. Закрывают вентиль вакуум провода на крышке трансформатора. Трансформатор считается герметичным, если абсолютное давление внутри бака не превышает 0,003 МПа;
  16. вакуумируют и заливают маслом (табл. 3). Вакуумирование бака разрешается выполнять при установленных вводах или усиленных заглушках на патрубках, карманах, коробках вводов и т. д. Трансформаторы до 35 кВ включительно и трансформаторы 110кВ, баки которых не рассчитаны на полный вакуум, заполняют без вакуумирования при атмосферном давлении с помощью центрифуги, фильтр-пресса или цеолитовой установки маслом с температурой не ниже 10°С до уровня несколько выше верхнего ярма;

Таблица 3. Вакуумирование и заполнение маслом трансформаторов

Технологическая операция Класс напряжения трансформатора, кВ Остаточное давление в баке, МПа Продолжительность операции, ч Температура масла, °С Примечание
Вакуумирование трансформатора перед заполнением маслом

110-150

220-750

0,001

0,001

2

20

-

-

Для баков трансформаторов, не рассчитанных на полный вакуум, допустимое значение остаточного давления приводится в сопроводительной технической документации, а при ее отсутствии устанавливается 0,054 МПа для трансформаторов 110 - 220 кВ
Заполнение трансформатора маслом

110-150

220-750

0,001

0,001

Скорость заполнения не более 3 т/ч

более 10

45-60

Температуру и скорость поступления масла в бак контролировать в процессе всей заливки
Выдерживание трансформатора под вакуумом и пропитка изоляции

110-150

220-750

-

-

6

10

Снижается Температура активной части трансформатора, залитого маслом, изменяется в зависимости от температуры окружающей среды
Снятие вакуума и пропитка изоляции при атмосферном давлении

110-150

220-750

0,001

0,001

3

5

То же

Снимать вакуум необходимо с подачей воздуха в бак трансформатора через силикагелевый осушитель
  1. устанавливают расширитель, выхлопную трубу и газоотводящую систему, собирают и подсоединяют навесные охладители, термосифонные фильтры, присоединяют к расширителю воздухоосушитель и трубопровод для доливки масла;
  2. устанавливают приборы газовой защиты и сигнализации. Собирают и подсоединяют систему масляной защиты к расширителю;
  3. доливают трансформаторы и заполняют маслом системы охлаждения через расширитель со скоростью не более 4 т/ч до уровня максимальной отметки маслоуказателя расширителя;
  4. испытывают бак трансформатора на маслоплотность избыточным давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С. При доливке и испытании избыточным давлением трансформаторов с азотной или пленочной защитой руководствуются указаниями технической документации;
  5. испытывают трансформатор; при необходимости подсушивают; перекатывают трансформатор и устанавливают на фундамент так, чтобы крышка имела подъем 1 - 1,5% по направлению к газовому реле, если в сопроводительной документации нет специальных указаний и уклон не предусмотрен конструкцией бака;
  6. присоединяют выносную систему охлаждения к трансформатору;
  7. доливают масло в трансформатор и в систему охлаждения через расширитель со скоростью не более 4 т/ч с последующим отстоем в течение 12 ч, при этом руководствуются инструкциями завода-изготовителя;
  8. выпускают воздух из трансформатора, вводов и охладителей, включают масляные насосы системы охлаждения, проверяют правильность вращения роторов маслонасосов по манометрам. При закрытой заслонке давление по манометру должно быть не менее 0,13 МПа;
  9. проверяют направление вращения крыльчаток вентиляторов, при этом поток воздуха, создаваемый крыльчаткой, должен быть направлен в сторону пучка охлаждающих трубок охладителя;
  10. проверяют работу фильтров системы охлаждения. Разница избыточного давления на выходе и входе масла в фильтрах должна быть не более 0,2 МПа;
  11. включают циркуляцию масла в трансформаторе не менее чем на 8 ч, затем отключают и дают маслу отстояться в течение 12 ч;
  12. оформляют документацию на ремонт.

Определение необходимости контрольной подсушки или сушки трансформаторов после капитального ремонта.

Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе в соответствии с требованиями табл. 1, а также при соответствии изоляционных характеристик масла и обмоток установленным требованиям. При сравнении характеристик изоляции до и после капитального ремонта следует также учитывать влияние качества масла на характеристики изоляции.

При включении трансформаторов после капитального ремонта без контрольной подсушки или сушки должны соблюдаться следующие условия:

  • для трансформаторов до 35 кВ включительно мощностью до 1000 кВ А сопротивление изоляции за время ремонта не должно снижаться более чем на 40% или быть не ниже данных, указанных в табл. 4, пробивное напряжение масла должно соответствовать требованиям, указанным в табл. 5;

Таблица 4. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R60 обмоток трансформатора в масле

Номинальное напряжение обмотки ВН, кВ Значения R60 , МОм, при температуре обмотки, °С
10 20 30 40 50 60 70
До 35 450 300 200 130 90 60 40
110 900 600 400 260 180 120 80
Выше 110 Не нормируется

Примечание. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам трансформатора.

  • для трансформаторов 35 кВ мощностью выше 1000 до 10000 кВ • А включительно сопротивление изоляции за время ремонта не должно снижаться более чем на 40% или быть не ниже данных, указанных в табл. 4, отношение R60/R15 при температуре 10 - 30 °С не должно быть менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 5;

Таблица 5. Область применения и предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла

Показатели качества масла Область применения Масло всех марок процессе эксплуатации
До 220 кВ До 500 кВ     До 750 кВ
ГОСТ10121-76 ГОСТ 982 -68(ТКП) ТУ-38-101-281-75 ГОСТ 982 -68(Т-750)
До заливки После заливки До заливки После заливки До заливки После заливки До заливки После заливки  

Минимальное пробивное напряжение в стандартном маслопробойнике, кВ, для трансформаторов на напряжение:

до 15 кВ

от 15 до 35 кВ

от 60 до 220 кВ

от 330 до 500 кВ

750 кВ

30

35

45

-

25

30

40

-

30

35

45

55

-

25

30

40

50

-

30

35

45

55

-

25

30

40

50

-

-

-

-

55

65

-

-

-

50

60

20

25

35

45

55

tgd при напряжении электрического поля 1 кВ, %, не более:

при 200 С

при 700 С

при 900 С

Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более

 

 

0,2

2

-

 

0,02

 

 

0,3

2,5

-

 

0,02

 

 

0,2

1,5

2,6

 

0,02

 

 

0,3

2

-

 

0,02

 

 

-

-

1

 

0,03

 

 

 

-

-

1,5

 

0,03

 

 

-

0,3

0,5

 

0,01

 

 

 

-

0,5

0,7

 

0,01

 

 

 

-

7 *1

-

 

0,25

Содержание водорастворимых кислот и щелочей, мг КОН

Отсутствуют

0,014*2

Содержание механических примесей

Отсутствуют

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже 150 150 135 135 135 135 135 135 Снижение не более чем на 5 0 С по сравнению с предыдущим значением

Температура застывания, °С, не выше (проверяют для трансформаторов, работающих в районах с холодным климатом)

Общая стабильность против окисления (ГОСТ 981-75*):

Количество осадка после окисления, %, не более

кислотное число окисленного масла, мг  КОН на 1 г масла, не более

Натровая проба, баллы, не более

Влагосодержание, %: для трансформаторов, оборудованных воздухоосушителем

-45

 

 

 

 

 

 

 

Отсутствует

 

0,1

 

1

 

0,002

-

 

 

 

 

 

 

 

Отсутствует

 

-

 

1

 

0,0025

-45

 

 

 

 

 

 

 

0, 01

 

0,1

 

1

 

0,002

-

 

 

 

 

 

 

 

-

 

-

 

1

 

0,0025

-50

 

 

 

 

 

 

 

0,02

 

0,2

 

1

 

0,002

-

 

 

 

 

 

 

 

-

 

-

 

1

 

0,0025

-55

 

 

 

 

 

 

 

Отсутствует

 

0,03

 

1

 

0,002

-

 

 

 

 

 

 

 

-

 

-

 

1

 

0,0025

-

 

 

 

 

 

 

 

Не

 нормируется

 То же

 

>>

 

-

Для трансформаторов, оборудованных азотной и пленочной защитами 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,002
Газосодержание, %, для трансформаторов, оборудованных азотной и пленочной защитами 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1*3

*1. Для трансформаторов до 220 кВ и для трансформаторов 330-500 кВ tgd эксплуатационного масла должно быть не более 5%, для трансформаторов 750 кВ - не более 2%.

*2. Для трансформаторов мощностью более 630 кВ А и маслонаполненных вводов. Для трансформаторов мощностью менее 630 кВ А содержание водорастворимых кислот и щелочей в эксплуатационном масле должно быть не более 0,03 мг КОН.

*3. Для трансформаторов, оборудованных пленочной защитой масла.

Примечание. При использовании новых типов масел необходимо руководствоваться требованиями соответствующих ТУ.

  • для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000кВ-А сопротивление изоляции после ремонта не должно быть ниже значений, указанных в табл. 4, tg d , отношение R60/R15 при температуре 10-30°С должно быть не менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 5;
  • для трансформаторов 110 кВ и выше приращения D С/С не должны превышать значений, приведенных в табл. 2. Сопротивление изоляции за время ремонта не должно снизиться более чем на 30%, а его значение должно быть не ниже указанных в табл. 4, tgd или С250 не должны увеличиться соответственно более чем на 30% и 20%, отношение R60/R15 при температуре 10 - 30 °С должно быть не менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 5.

При рассмотрении условий включения трансформаторов без контрольной подсушки или сушки необходимо, чтобы характеристики масел, заливаемых в трансформаторы, соответствовали требованиям.

При заливке после ремонта трансформаторов маслом с другими, чем у слитого масла, характеристиками может наблюдаться изменение значений сопротивления изоляции и tgd , что должно учитываться при комплексной оценке состояния изоляции трансформатора введением поправок на изменение tgd масла.

Характеристики изоляции R60, tg d , С250 должны измеряться при одной и той же температуре или приводиться к одной базовой температуре.

Контрольную подсушку обмоток трансформатора проводят в следующих случаях:

  1. при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или измерениями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт;
  2. при продолжительности пребывания на воздухе активной части трансформатора больше времени, указанного в табл. 1.
  3. при несоответствии нормам характеристик изоляции, измеренных при капитальном ремонте трансформатора.

Сушку обмоток трансформатора производят в следующих случаях:

  1. если контрольной подсушкой характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями;
  2. если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте более чем вдвое превышает время, указанное в табл. 1.
Ремонты | Материалы | Технологии | Ремонт трансформаторов
 
TRANSFORMаторы | Библиография | Предприятия | Спрос-Предложение | Теория, расчеты |Конструкция, проектирование | Технология, производство | Транспортировка, монтаж | Эксплуатация | Ремонты | Утилизация

Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????

  ©  TRANSFORMаторы 2005—2011