Техническое обслуживание измерительных трансформаторов

Ремонт трансформаторов тока и напряжения

Электрические аппараты, предназначены для включения и отключения, управления, регулирования и защиты электрооборудования и участков электрических цепей. В зависимости от назначения их разделяют на четыре группы:

коммутационные — для включения и отключения электрических цепей;

защиты — защищающие электрические цепи от перегрузки, токов короткого замыкания, недопустимого повышения напряжения, снижения или исчезновения напряжения;

токоограничивающие и пускорегулирующие — для пуска, регулирования частоты вращения двигателей, изменения тока в электрических цепях, ограничения тока при коротком замыкании;

выполняющие одновременно несколько из перечисленных выше функций — включение и отключение электрических цепей, защита их от перегрузок, токов короткого замыкания и др.

В зависимости от номинального напряжения различают электрические аппараты до 1000 В (обычно до 660 В) и свыше 1000 В.

В электрических аппаратах чаще всего повреждаются подвижные и неподвижные рабочие контакты, а также промежуточные и дугогасительные, реже детали механизмов, пружины, пластины дугогасительных камер и изоляция.

Основным показателем качества любого контакта является его переходное сопротивление, которое зависит главным образом от состояния контактных поверхностей и степени прижатия их одна к другой, так как контактные поверхности соприкасаются не по всей их площади, а только в отдельных точках, называемых точками соприкосновения. Плохо обработанные и окислившиеся контакты имеют большое переходное сопротивление.

Тщательная слесарная обработка контактных поверхностей позволяет убрать оксидную пленку и получить наибольшее количество точек соприкосновения. Контактные поверхности медных контактов рекомендуется обрабатывать надфилем или напильником.

В результате эксплуатации, аварий, перегрузок и естественного износа часть электрооборудования и сетей выходит из строя и подлежит ремонту.

Ремонт — это комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности электротехнических устройств, восстановлению их ресурсов или их составных частей. Под операцией ремонта понимают законченную часть ремонта, выполняемую на одном рабочем месте исполнителями определенной специальности, например: очистка, разборка, сварка, изготовление обмоток и т.д.

Существует несколько методов ремонта: ремонт эксплуатирующей организацией, специализированный, ремонт предприятием — изготовителем изделия. Последние два метода имеют существенные преимущества, которые позволяют достигнуть высоких технико-экономических показателей путем применения нестандартизированного высокопроизводительного эффективного оборудования, производства запчастей, внедрения современной технологии, близкой к технологии электромашиностроительных заводов, с применением новых материалов. Эти методы позволяют создать обменный фонд из новых или отремонтированных электрических машин и другого оборудования распространенных серий и типов. Но эти методы исключают возможность оперативного ремонта ответственного и нетипового оборудования, оборудования, изготовленного зарубежными фирмами, и оборудования старых марок. Кроме того, не решается проблема технического обслуживания, составляющего более 80 % трудоемкости ремонта электрических сетей и крупногабаритного оборудования (трансформаторные подстанции, распределительные устройства, щиты управления и др.). Надежность, бесперебойность и безопасность работ электрооборудования и сетей может быть обеспечена правильной системой ремонта электрооборудования эксплуатирующей организацией. Такой системой является планово-предупредительный ремонт (ППРЭО), представляющий собой форму организации ремонта, состоящей из комплекса организационно-технических мероприятий, обеспечивающих выполнение технического обслуживания и профилактического ремонта.

Рис 5. Ремонт трансформатора тока.

При ремонте трансформаторов тока (Рис. 5) проверяют целость фарфоровых изоляторов 2, покрышек 12 и их армировки, прочность крепления стержня в изоляторе, отсутствие обрыва в цепи вторичной обмотки, состояние изоляции между первичной 1 и вторичной 3 обмотками. Изоляторы с небольшими сколами и частично разрушенными армировочными швами ремонтируют.

Цепь вторичной обмотки проверяют на отсутствие обрыва прозвонкой ее концов мегомметром. При отсутствии обрыва стрелка прибора должна стоять на нуле. Состояние изоляции между обмотками, а также между ними и металлическим корпусом трансформатора проверяют мегомметром. Сопротивление изоляции должно быть 50 — 100 МОм. Эти данные не нормируются, они взяты из практики эксплуатации и ремонта трансформаторов тока. При меньшем значении сопротивления изоляции обмотки трансформаторов тока сушат первичным или вторичным током. Ток в первичной или вторичной цепи не должен превышать номинального, температура нагрева обмоток должна быть не более 75°С.

При ремонте проходных трансформаторов тока ТПФМ и ТПОФ проверяют также наличие контакта между корпусом и шоопированной (покрытой проводящим слоем металла или графита) поверхностью изолятора. При наличии контакта стрелка прибора остановится на нулевой отметке.

При ремонте маслонаполненного опорного трансформатора тока проверяют состояние фарфоровой покрышки 12 (рис.5, б) и ее крепления к цоколю, затяжку якореобразных болтов 10, крепящих металлическую крышку 11 к покрышке. Убеждаются в плотности прилегания полухомутов 15 к покрышке и прочности крепления ее к цоколю 17. При ослаблении крепления подтягивают равномерно и не более чем на 1/4 оборота установочные и регулировочные болты. Снимают резьбовой колпачок и очищают сливное отверстие масловыпускателя 16. Проверяют правильность работы маслоуказателя 20. При сливе масла из трансформатора тока через масловыпускатель уровень масла в маслоуказателе должен соответственно понизиться. При ремонте трансформатор тока не вскрывают и не извлекают из него обмотки. Делают это только в случае крайней необходимости. Чтобы при этом обмотки не увлажнились, их не оставляют вне масла более чем на 5-6 ч. При продолжительности ремонта более 6 ч обмотки погружают в бак с маслом, электрическая прочность которого не ниже прочности масла в ремонтируемом трансформаторе. Окончив ремонт трансформатора тока, обтирают его фарфоровую покрышку ветошью, а металлические цоколь и крышку окрашивают эмалевой краской.

Ремонт трансформаторов напряжения:

Небольшие механические повреждения поверхности бака масляных трансформаторов напряжения устраняют без выемки сердечника. При сложных повреждениях трансформатора (смещение сердечника, катушек, нарушение изоляции и др.) производят его разборку с выемкой сердечника. Сердечник извлекают только в сухом помещении; он может находиться вне масла (без последующей сушки) не более 12 ч. Повышенное падение напряжения в проводах, соединяющих трансформатор напряжения со счетчиком, приводит к увеличению отрицательной погрешности. Практически это может иметь место, если длина провода превышает 15 м. Падение напряжения может быть определено опытным путем. Для этой цели пригоден вольтметр переменного тока, обладающий большим внутренним сопротивлением (1- 10 кОм/В). Вольтметр подключается к концам жилы. Измерение потери напряжения, как разности линейных напряжений на концах кабеля не может дать достоверных результатов Большая ошибка будет внесена погрешностью вольтметров, неодновременностью отсчета и прочими причинами. Для уменьшении падения напряжения необходимо увеличить сечение жил кабеля. В отдельных случаях приходится питать счетчики не от общих «шинок напряжения», а прокладывать к ним отдельный кабель.

Хорошие результаты для уменьшения падения напряжения в проводах, соединяющих трансформатор напряжения на счетчик, дает емкостная компенсация индуктивности.

Технологический процесс и рекомендации для текущего ремонта трансформаторов тока

Трансформатор может выйти из строя в результате нарушения правил эксплуатации, перегрузок, аварий в системах электропередачи. В большинстве случаев это неизбежно и профилактика, своевременный осмотр не дают возможности предотвратить возникновение неисправности. Процесс текущего ремонта трансформаторов тока представляет собой ряд операций по устранению поломок и полному восстановлению работоспособности устройства или ресурса.

Особенности текущего ремонта различных трансформаторов

От типа устройства зависит, какие именно операции и в какой последовательности должны производиться. Трансформаторы могут быть силовыми, сухими, измерительными, гидро.

Среди операций выделяются такие как очистка, разборка на составные части, сварка, изготовление новых обмоток.

Силовой

Своевременный и соответствующий технической документации уход за оборудованием предотвратит выход из строя. На отдельные детали влияют специфические виды нагрузок, такие как термические и электродинамические, провоцирует неисправность и механическое воздействие. В зависимости от того, насколько поврежден прибор, ремонт делится на текущий и капитальный, разница состоит в количестве выполняемых операций.

Общие рекомендации

Невозможно однозначно определить, как часто требуется текущий ремонт, призванный предотвратить возникновение поломки. Это зависит от условий, в которых эксплуатируется оборудование. Техническая документации рекомендует ремонтировать в текущем режиме не реже чем 1 раз в 4 года, а в капитальном – 1 раз в 8 лет. В перечень операций входят осмотр и проверка работоспособности частей устройства.

Внимание! Если говорить о повреждениях, то для силовых устройств главными из них становятся неисправности обмоток главной и продольной изоляции, вводов и переключателей.

Повреждение витков, трещины секций обмотки

Ремонт начинается со слива масла. Полное освобождение бака трансформатора обеспечивает разбор оборудования и доступ к поврежденным элементам. Далее необходимо поднять активную часть трансформатора и внимательно осмотреть. Если выявлены остаточные следы грязи и разложившееся масло, они устраняются путем промывки бензином. Далее, с использованием мегомметра, нужно проверить, нет ли обрывов в витках обмотки. Также проверяется, насколько надежно концы обмотки соединены с выводами. После нахождения мест неисправностей они подлежат устранению. Требуется переизоляция поврежденных мест.

На заметку! Для проводов большого сечения работа выполняется вручную, заменяются их поврежденные части. Если изоляция многослойная, а провода имеют небольшое сечение, придется менять ее целиком.

По окончании работы на поврежденные места накладывается кембриковая лента.

Повреждения обмоток и катушки

В большинстве случаев повреждения обмоток и катушек вызываются естественным износом. Эксплуатация проводов в течение 15 лет вызывает разрушение изоляции, возникновение трещин, обрыв соединений. К такому же результату приведут продолжительные перегрузки трансформатора или некачественный ремонт. Катушка разрушается также в результате интенсивных механических воздействий. Удаление старой изоляции производится методом выжигания. Для этого используются специальные печи, обеспечивающие температуру до 260-300°.

Существует риск того, что витки изоляции разойдутся, для устранения применяется метод скрепления проволочным каркасом. После того, как изоляция полностью выгорела, провод освобождается от остатков наждаком. После обжига изоляции и намотки новых проводов нужный размер придается катушке с использованием метода прессовки. При принятии решения, полностью менять изоляцию или частично, учитывается, что полная замена обеспечит гарантированный срок эксплуатации в 10-15 лет, частичная сократит его в 2-3 раза. После замены необходимо защитить провода, наклеив на них новую кембриковую ленту.

Необходимо изготовить новую обмотку

Изготовления новых обмоток производятся при помощи обмоточных станков. Они выпускаются двух видов, с ручным или автоматическим управлением, снабжены редуктором и счетчиком оборотов. Изоляция выполняется из пряжи высоких номеров или телефонной бумаги.

Обмотки разъединились между собой

В этом случае решением проблемы станут паяльные работы. Для них нужны будут медные или алюминиевые провода, сечение которых не превышает 40-45 мм. Потребуется канифоль, а если материалом выбран алюминий, придется запастись ультразвуковой пайкой.

Измерительные

Этот тип устройств требует для текущего профилактического ремонта оборудование специального помещения. Первые шаги аналогичны ремонту силового трансформатора, провода очищаются от пыли и грязи, проверяется наличие трещин. Далее ремонт проводится по следующему алгоритму:

  • проверка состояния масла. При наличии течи используется герметик, также потребуется подтянуть крепление. Если текут швы, ремонт не поможет, устройство неработоспособно;
  • проверяется заземление и качество соединений;
  • устранение коррозии на болтах и торцах. Очистить можно прочной проволочной щеткой;
  • проверка мегомметром качества изоляции.

Важно! После осмотра и устранения неисправностей проверяется работоспособность, используя токи высокого напряжения.

Сухие

Профилактический ремонт устройств сухого типа не требует особых усилий. Он проводится в следующей последовательности:

  • обмотка дополнительно прессуется;
  • подтягиваются крепления бака и вентиляции;
  • проводится проверка и при необходимости замена вентилятора, изолятора, кожуха, яровых балок;
  • вентиляционные каналы продуваются, для этого используется только сухой воздух;
  • зачищаются найденные следы ржавчины.

Сварочные

Этот тип оборудования можно ремонтировать самостоятельно. Для этого необходимо сначала провести диагностику и проверить соединения клемм и заземления. Далее действовать в зависимости от типа неисправности:

  • при замыкании в первичной проводке необходимо ее перемотать, в части или целиком;
  • при проблеме в дросселе катушка пропитывается лаком или мастикой;
  • ослабевшую пружину регулятора подтягивается или меняется;
  • при замкнутых контактах нужно устранить пробой, предварительно найдя его мультиметром;
  • перегревшиеся контакты зачистить и залудить.

Гидротрансформатор

Этот тип оборудования требует капитального ремонта раз в 5 лет. Алгоритм выполнения:

  • проверить состояние обмоток статора;
  • проверить соединения и контакты диодов;
  • заменить обмотки ротора;
  • провести диагностику работоспособности, заменить вышедшие из строя детали.

Правила эксплуатации

Технологический ремонт потребуется реже при соблюдении правил эксплуатации, устанавливаемых производителем. В процессе использования силовых трансформаторов запрещается проводить ремонт силами мастеров без квалификации и организаций без лицензии. При монтаже обеспечивается заземление. Дополнительно требуется проводить маркировку. Контроль параметров работы, напряжения, температуры, состояния масла и изоляции производится регулярно.

Соблюдение требований инструкций и профилактические осмотры помогут избежать капитального ремонта или замены оборудования.

Чем внимательнее относится к оборудованию, тем меньше расходов придется нести на его содержание.

Обслуживание, ремонт и испытания измерительных трансформаторов

Осмотр измерительных трансформаторов производится без снятия напряжения ежед­невно — на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом и в сроки, утвержден­ные главным инженером ЭЧ, на подстанциях без обслуживающего персонала, но не реже одного раза в 10 дней.

Текущий ремонт трансформаторов выполняется 1 раз в 3 года. Капитальный ремонт— по результатам испытаний и состоянию, а испытания проводятся 1 раз в 6 лет.

Во время осмотра тщательно проверяют состояние втулок выводов и их глазурован­ной поверхности, армировку изоляторов и их крепление на крышке; отсутствие течи масла из кожуха и из-под фланцев выходных изоляторов; состояние заземлений.

При осмотре измерительных трансформаторов напряжения (ТН), работающих в схемах контроля изоляции, можно определить признаки и вероятные причины их неисправностей по приборам, находящимся на пульте. Например, если напряжение на одной из фаз имеет нор­мальное значение, а на двух других — вдвое меньше, то возможен обрыв одной фазы обмотки ВН трансформатора или перегорания одного из предохранителей на стороне ВН.

При таком же значении напряжения на одной из фаз и равной нулю или значительно меньшем половины нормального на двух других — возможен обрыв одной из фаз обмотки НН; разрыв или нарушение контакта в одном из соединительных проводов; перегорание предохранителя одной из фаз НН.

Если же напряжения двух фаз имеют нормальное значение, а третье в V3 раз больше нормального (в схеме 3 однофазных транс­форматоров, включенных открытым треугольником), то один из них неправильно включен в сеть или у него неправильно размече­ны зажимы после ремонта.

Рис. 4.35. Проверка полярности трансформа­торов тока

Проверку полярности трансформаторов тока (ТТ) проводят по схеме, приведенной на рис. 4.35. Неодинаковые отклонения стрелки миллиамперметра при проверке трехфазного трансформа­тора свидетельствуют о неправильном соединении его обмоток и необходимости ремонта.

Текущий ремонт ТТ на напряжение 35—110 кВ сводится к наружному осмотру с про­веркой состояния заземления, контактных соединений, уплотнений, маслоуказательного ус­тройства и сливного крана, а также к чистке фарфоровой изоляции и отбору пробы масла. При ремонте масляных ТН, кроме указанных выше операций, производят осмотр, зачистку и смазку предохранителей и чистку кожуха трансформатора.

Сухие ТН с литой изоляцией типа ЗНОЛ-35БУХЛ1 в процессе эксплуатации очищают от пыли, осматривают литую поверхность (отсутствие сколов и трещин) и подтягивают крепление присоединений. В объем испытаний сухих ТН входит измерение тока холостого хода, сопротивления изоляции мегаомметром на 1000 В, а также испытание электрической прочности изоляции повышенным напряжением. Сухие измерительные трансформаторы просты в обслуживании и не требуют ремонта. Если в результате проверок обнаруживают­ся какие-либо неисправности, препятствующие дальнейшей эксплуатации, то трансформа­торы просто заменяют.

Перед испытаниями ТТ и ТН осматривают, причем осмотр проводится со снятием напряжения. При этом проверяют наличие заводской маркировки выводов обмоток, а так­же таблички на корпусе. Закрашенные или нарушенные обозначения восстанавливают. Ви­зуально определяют правильность включения первичных обмоток проходных ТТ и монтажа (в соответствии с надписями «верх», «низ») встроенных и шинных; крепления выводов на них, а также на клеммных сборках. Проверяют выполнение заземления вторичных обмоток ТТ. При этом обращают особое внимание на заземление электрически связанных между собой ТТ, которые должны иметь одно единое заземление на клемной сборке, а также зазем­ление ТТ дифференциальной защиты. Визуально определяют исправность изоляции и прово­дов цепей тока и напряжения в пределах камеры.

Сопротивление изоляции ТТ и ТН измеряют мегаомметром в следующей последовательности: обмотки трансформатора—корпус; обмотки ВН — обмотки НН; жилы проводов от выводов до сборного клеммника на камере относительно земли и между собой; жилы кабеля от камеры распределительного устройства до зажимов панели защиты отно­сительно земли и между собой.

Если напряжение первичной обмотки трансформаторов выше 1000 В, используют мегаомметр на 2500 В; вторичные обмотки, а также первичные до 1000 В проверяют мегаомметром на 500—1000 В. Результаты измерений сравниваются с предыдущими. В случае снижения сопротивления изоляции выясняют причины и устраняют их. В зак­лючение измеряют сопротивление изоляции цепей всего присоединения относительно земли, минимальное значение которого должно быть не ниже 1 МОм. Кроме того, 1 раз в два года изоляцию вторичных обмоток ТТ и ТН испытывают повышенным напряже­нием 1000В.

Проверку коэффициента трансформации или определение погрешности проводят при первом включении. В процессе эксплуатации коэффициент трансформации из­меряют при полной проверке защиты, если обнаружено отклонение характеристики холосто-

го хода более чем на 20 % от заводской. Коэффициент трансформации многообмоточных трансформаторов проверяют для всех вторичных обмоток на одной (максимальной) отпайке, при этом остальные вторичные обмотки должны быть закорочены.

При измерении определяют истинный коэффициент трансформации Кт как отно­шение токов в первичной и вторичной обмотках. Разница между номинальным Кн и истинным Кт коэффициентами трансформации характеризуется токовой погрешностью,

которая не должна превышать величины, допустимой для данного

класса обмотки.

В качестве источника питания при проверке коэффициента трансформации всех ТТ и ТН с /н до 1000 А можно использовать блок К-501, аппараты типа АТТ-5, АТТ-6 или АТТД-2.

Измерение тангенса угла д и электрических потерь tg 6 изоляции обмоток проводят у измерительных трансформаторов напряжения 35 кВ и выше, у кото­рых оба вывода первичной обмотки рассчитаны на номинальное напряжение; у ТТ всех напряжений с основной изоляцией, выполненной из бумаги, бакелита или битуминозных материалов, а также у ТТ марки ТФН и ТФЗН — при неудовлетворительных показателях качества масла. При этом обращают внимание на характер изменения tg 6 и емкости с тече­нием времени.

Трансформаторное масло испытывают только у трансформаторов 35 кВ и выше, при напряжении ниже 35 кВ пробу не отбирают, а полностью заменяют его, если оно не удов­летворяет нормативам профилактических испытаний (табл. 4.14).

По пункту 6 испытывается только масло ТТ, которое имеет повышенное значение сопротивления изоляции.

Характеристику намагничивания £2 =./(/02) трансформаторов тока в за­висимости от номинального тока (при номинальной частоте и синусоидальной форме на­пряжения) определяют по схемам, приведенным на рис. 4.36, с помощью приборов К-501 и К-500. По схеме 4.36, а измеряют ток в первичной обмотке, а ЭДС — во вторичной; по схеме 4.36, б — наоборот. В обоих случаях измеренные значения тока и ЭДС приводят к одному и

Таблица 4.14 Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла

№ п/п Наименование Значение
Наименьшее пробивное напряжение, определяемое в стандарт­ном маслопробойном аппарате для трансформаторов, аппаратов и вводов на напряжение, кВ: до 15 от 15 до 35 от 60 до 220 20 кВ 25 кВ 35 кВ
Содержание механических примесей (при визуальном осмотре) Содержание взвешенного угля (определяется только для масля­ных выключателей), не более 1 балл
Кислотное число, не более 0,25 мг КОН
Содержание водорастворимых кислот и щелочей: для трансформаторов мощностью более 630 кВ • А и масло-наполненных герметичных вводов для негерметичных вводов для трансформаторов мощностью до 630 кВ • А 0,014мг КОН 0,03 мг КОН Не определяется
Снижение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом, не более 5° С
Тангенс угла диэлектрических потерь при 70″С, не более 7%

Рис. 4.36. Схемы испытания (а; б; в) и характеристика холостого хода трансформатора тока (г): 6, 7, 17, 18 — клеммы приборов К-501 иК-500

тому же числу витков, чаще всего к числу витков вторичной обмотки. При большом коэффициенте транс­формации испытания проводят по упрощенной схеме рис. 4.36, в. Од­нако при этом вольтметр измеряет не ЭДС, а суммарную величину — ЭДС плюс падение напряжения на активном и индуктивном сопротив­лении вторичной обмотки трансфор­матора тока. Характеристика, по­строенная в результате измерений по такой схеме будет располагать­ся выше истинной, особенно в зоне глубокого насыщения сердечника. Поэтому испытание по упрощен­ной схеме можно проводить только в тех случаях, когда полное сопротивление цепи намагничивания больше полного сопротивления вторичной обмотки.

Ток намагничивания измеряют приборами, реагирующими на действующее значение тока (например, электромагнитны­ми), а ЭДС — вольтметром, реагирующим на действующее либо среднее выпрямленное напряжение, но проградуированным в действующих значениях синусоидального напряже­ния. При первом включении снимают 10—15 точек характеристики, изменяя ток от нулево­го значения до номинального, при последующих плановых проверках — 5 или 8 точек. По­лученную характеристику холостого хода (рис. 4.36, г) сравнивают с паспортной, отличие более чем на 20% указывает на наличие неисправностей (межвитковое замыкание, повреж­дение магнитопровода и т.п.).

По окончании испытания трансформаторов тока и напряжения присоединяют все провода согласно маркировке и подтягивают контакты на шинах. После включения под напряжение у ТН проверяют чередование фаз с помощью фазоуказателя.

| следующая лекция ==>
Осмотр, ремонт и испытания сглаживающих устройств | Техническое обслуживание аккумуляторных батарей

Дата добавления: 2017-11-04; просмотров: 2517;

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *