Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 219
Скачиваний: 11
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Рис 3.1. Прибор конструкции Порозова – искатель, питатель и индикатор.
Рис. 3.2. Определение места замыкания витков в обмотках силовых трансформаторов при помощи приборов конструкции Порозова: 1 – секционный питатель; 2 – стержневой питатель; 3 – искатель; 4 – индикатор
Включают стержневой питатель 2 (рис. 3.2, а) в сеть напряжением 36, 120 или 220 В и вставляют его в проверяемую обмотку, как показано на рисунке, затем с противоположной питателю стороны поочередно проверяют каждую секцию искателем 3. При витковом замыкании стрелка прибора резко отклоняется. Чтобы точно определить место замыкания в радиальном направлении (рис. 3.2, б), медленно вставляют искатель в соседнюю с поврежденной секцию, следя за показаниями прибора, которые увеличиваются и достигают наибольшего значения, когда концы искателя оказываются над замкнутыми витками. Зная глубину погружения искателя и ширину витков обмотки, определяют, какой по счету виток является замкнутым. Прибор позволяет определить место замыкания витков в обмотках любого диаметра. При проверке цилиндрической однослойной обмотки по ней пропускают переменный ток (5—10 А) от любого источника, позволяющего регулировать напряжение, а затем перемещают щелевой искатель по горизонтали обмотки вдоль витков от ее начала по направлению к концам, присоединенным к источнику питания (рис. 3.2, в). Двухслойные обмотки проверяют в той же последовательности, что и секционные.
Механическое разрушение изоляции.
При сквозных токах коротких замыканий вследствие динамических усилий наблюдается деформация обмоток, сдвиг их в осевом направлении и, как правило, механическое разрушение изоляции. Отгорание выводных концов, электродинамические усилия, небрежное соединение концов вызывают обрыв цепи обмоток, замыкание их на корпус или пробои с выходом трансформатора из строя.
Обрывы заземления магнитопровода.
Обрывы заземления магнитопровода также приводят к повреждению трансформатора, поэтому все металлические части магнитопровода, кроме стяжных шпилек, соединяют с баком трансформатора, который надежно заземлен полоской луженой жести или латуни толщиной 0,5 мм и шириной 25— 30 мм. Способы заземления магнитопровода зависят от его конструкции. Это соединение может быть выполнено перемычкой между вертикальным прессующим болтом и болтом, крепящим крышку к баку трансформатора. При ремонте трансформатора следят за исправностью описанного заземления.
Нарушение целостности соединительных шин.
Оценка состояния контактных соединении шин производится методом сравнения падения напряжения от переменного тока на участке с контактным соединением и падением напряжения от тока того же значения на целом участке шин такой же длины, не имеющего контактного соединения (рис.4.3)-графического материала. В качестве источника тока используется нагрузочный трансформатор, которым может служить трансформатор безопасности напряжения 220/12 В. В качестве милливольтметра, используется электромагнитный милливольтметр с возможно меньшими пределами измерений. Контактное соединение считается удовлетворительным, если падение напряжения на участке с соединением (или ответвлением) отличается от падения напряжения на целом участке шины (провода) не более чем на 20 %. В противном случае соединение (или ответвление) бракуется и требует переделки.
Более широко используется в этом случае метод моста.
О
ценка состояния контактных соединений ошиновок по значению сопротивления постоянному току или методом сравнения падений напряжения не является достаточной. Результаты измерения в обоих случаях могут быть удовлетворительными при неполной поверхности соприкосновения контактов, что недопустимо. Удовлетворительное состояние контакта по всей его поверхности обеспечивается лишь соблюдением технологических требований и технических условий на монтаж и приемку соединительной и ответвительной арматуры.Согласно требованиям Норм измерение переходного сопротивления болтовых контактных соединений у соединительных шин на ток 1000 А и более производится выборочно (2—3 %). У сварных контактных соединений переходные сопротивления не измеряются, соединения бракуются только при наличии пережогов или усадочных раковин на глубину более '/з диаметра провода. Опрессованные контактные соединения бракуются только при несоответствии геометрических размеров требованиям инструкций по монтажу, при наличии трещин, признаков коррозии и механических повреждений, а также кривизны, превышающей 3 % длины и несимметричного расположения стального сердечника.
Неудовлетворительное состояние выводов.
Основные неисправности выводов трансформаторов: трещины, сколы и разрушения изоляторов в результате атмосферных перенапряжений, наброса металлических предметов или попадания животных на трансформатор, что приводит к междуфазному короткому замыканию на выводах, загрязнения изоляторов, некачественная армировка и уплотнение, срыв резьбы стержня при неправильном навинчивании и затягивании гайки.
Эти неисправности устраняют путем переармировки фарфоровых изоляторов, изготовлением и установкой новых токоведущих стержней взамен испорченных, склейкой изоляторов или заменой выводов новыми. На новый стержень, изготовленный по размерам заменяемого, навинчивают стальной или бронзовый колпак и закрепляют его контргайкой. С внутренней стороны колпак приваривают к стержню газовой сваркой, предварительно нагрев их в газовой камерной печи или другим доступным методом до температуры 600— 700° С. Качество сварки проверяют на специальном приспособлении сжатым воздухом.
После сварки нарезную часть стержня лудят гальваническим способом и качество сварки подвергают вторичному испытанию. Затем стержень с приваренным к нему колпаком закрепляют в тисках.
Рис. 3.4. Способ армирования вывода: 6—10 кВ внутренней установки: 1 – стержень; 2 – тиски; 3 – резиновая прокладка; 4- колпак; 5 – изолятор; 6 – картонная шайба; 7 – стальная шайба; 8 – гайка; 9 – заливочный ковш
Внутрь колпака вкладывают резиновую прокладку 3, фарфоровый изолятор верхней частью вставляют в колпак и сверху на стержень надевают электрокартонную и металлическую шайбы 7, которые затягивают гайкой 8. Колпак заливают замазкой, которую после застывания покрывают нитроэмалыо 624С. В качестве армировочных цементирующих замазок для изоляторов напряжением до 10 кВ применяют глетоглицериновую и портландцементную замазки.
Выводы испытывают давлением масла, которое устанавливают при проверке кожуха трансформаторов на герметичность. Стенд испытаний представляет собой набор сварных металлических бачков с заплечиками, в которых предусмотрены отверстия для крепления крышек и фланцев изоляторов. К бачкам через пробковые краны присоединен маслонапорный трубопровод. Всю установку монтируют на раме над противнем из листового железа. Маслонапорная труба через пробковый кран шлангом соединена с напорным масляным бачком емкостью 30 л, расположенным на стене на высоте 4 м. На соответствующем бачке через резиновую прокладку устанавливают испытуемый изолятор, открывают пробковый кран бачка, а затем открывают и общий кран. Изолятор находится под давлением масла 24 ч, Армировка считается хорошей, если за это время через нее не будет течь масло.
Неудовлетворительный цвет и уровень (течь) масла.
Темный цвет масла может указывать на то, что масло становиться старым и первая стадия тому – образование осадка. Внешний вид может указывать на наличие свободной воды, различных загрязнений.
Запах может указывать на электрическую дугу, которая вызывает крекинг масла.
Повышение температуры масла может привести к вспышке масла. Температура вспышки для масла определяется из соображений безопасности. Для трех классов масел по определению МЭК 296 указаны следующие температуры вспышки.
Класс 1 – ≥ 140ºС, класс 2 – ≥ 130ºС, класс 3 – ≥ 95ºС.
Для определения температуры вспышки МЭК использует метод Мортене-Пенского в закрытом тигле. Температура вспышки зависит от легкой части масла и отличается повышенной чувствительностью к загрязнению от более легких масел.
Нарушение прочности сварных швов и недостаточная плотность прокладки между баком и крышкой вызывает течь масла из бака. Устраняют течь масла сваркой, а небольшие волосяные трещины ликвидируют чеканкой. Материалом для покрышечного уплотнения служит маслоупорная резина марок С-90 и М-14 и пробковая прокладка; в отдельных случаях применяют картон неэлектрический, хлопчатобумажную или пеньковую веревку, асбестовый шнур. Прокладка из листового материала (клингерита, резины и пробкового листа) состоит из отдельных частей, которые соединены клеем или лаком.
Заключение
В данной курсовой работе была спроектирована организация проведения капитального ремонта трансформатора ТРДН-40000-110.
Была разработана номенклатура и объем типовых работ, проект организации, способы и схемы обнаружения неисправностей, послеремонтные испытания согласно действующим ПУЭ и ПТЭ.
Список использованной литературы
1. П.Г. Грудинский, Г.С. Сафразбекян, Л.А. Смирнов. Техническая эксплуатация электрической части станций и подстанций. М., Госэнергоиздат, 1961,с 560.
2. П.Г. Грудинский, С, А, Мандарыкин, М.С. Улицкий. Техническая эксплуатация основного оборудования станций и подстанций. М., Энергия, 1974.
3. Инструкции по организации ремонта энергетического оборудования электростанций и подстанций. М., СЦНТИ, 1975.
4. Э. С, Мусаэлян. Наладка и испытания электрооборудования станций и подстанций. М, Энергия, 1979.
5. Зюзин А.Ф., Поконов Н.З., Вишток А.М.
Монтаж, эксплуатация и ремонт электрооборудования промышленных предприятий и установок. М., "Высшая школа", 1980.
6. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей 4-е изд. М., Энергоатомиздат, 1986.
7. Правила устройства электроустановок 6-е изд. М., Энергоатомиздат, 1986.
8. Инструкция по эксплуатации трансформаторов в Белоруской энергосистеме. СТП-09110.46.500-05., Минск, 2006.