Указатель уровня масла в маслобаке трансформатора

Указатели уровня масла (маслоуказатели) трансформаторов

Назначение указателей уровня масла — контроль уровня масла в трансформаторе при температурных изменениях его объема, связанных с изменениями нагрузки трансформатора и температуры окружающей среды.
Существующие типы указателей уровня масла: плоские, трубчатые, стрелочные. Указатели уровня масла устанавливаются на плоской стенке расширителя, либо на стенке трансформатора, не имеющего расширителя, таким образом, чтобы его показания можно было наблюдать с площадки на месте установки трансформатора. Плоские и трубчатые маслоуказатели работают по принципу сообщающихся сосудов с расширителем или с баком.
Плоские маслоуказатели устанавливаются на расширителях диаметром 200—470 мм и на стенках бака. На стекле маслоуказателя наносятся три контрольные метки, соответствующие уровням масла трансформатора при температурах масла —45, + 15 и +45 °С.
Трубчатые маслоуказатели применяются для расширителей диаметром более 470 мм. Стеклянная трубка маслоуказателя, диаметром 26—30 мм, располагается вертикально; ее концы крепятся к стенке расширителя с помощью колен; контрольные температурные метки наносятся на стенку расширителя.
Стрелочные маслоуказатели (рис. 1) применяются в трансформаторах мощностью 10 MB • А и более и устанавливаются на плоской стенке расширителей диаметром 470—1570 мм. Контроль уровня масла в расширителе осуществляется с помощью отсчетного устройства, вынесенного на стенку расширителя. Стрелка указателя перемещается в соответствии с уровнем масла в расширителе при помощи рычажного магнитного привода с поплавком, размещенном на поверхности масла в расширителе.

Рис. 1. Стрелочный маслоуказатель: 1 — стрелка; 2 — магнит плоский; 3 — циферблат; 4 — шкала; 5 — корпус; 6 — магнит силовой; 7 — привод; 8 — рычаг; 9 — поплавок; 10 — коробка зажимов; 11 — винт заземления; 12 — колодка клеммная; 13 — контакт магнитоуправляемый; 14— магнит неподвижный.

Существует два исполнения стрелочных маслоуказателей: МС-1 — для расширителей, оборудованных встроенной пленочной защитой, и МС-2 — для трансформаторов с расширителями, оборудованными воздухоосушителем. Конструкции исполнений отличаются элементами привода.
Стрелочные маслоуказатели с магнитным приводом изготавливаются, например, фирмой Кволитрол — Германия, Серии 026-042; и Тег.Мап. Милан — Италия, Тип L 80.
Передача на измерительное устройство утла поворота рычага с поплавком, расположенном на поверхности масла, осуществляется посредством двух магнитов, установленным между рычажным приводом и измерительным прибором. Длина рычага указателя — до 700 мм. Указатели оснащены переключателями, действующими на сигнал. Устройства серии 026 и 032 поставляются с рычажными приводами; серии 012 и 042 — с шестеренчатыми приводами.

Источник

Контроль уровня масла в маслонаполненных трансформаторах

Маслонаполненные трансформаторы более эффективны по сравнению с сухими трансформаторами. Как правило, обладают более длительным безаварийным сроком эксплуатации. Что же касается роли масла в маслонаполненном трансформаторе, прежде всего, это электрическая изоляция, уровень которой регулируется с помощью маслоуказателя. Также масло служит и отводом тепла, а в высоковольтном выключателе масло гасит электрическую дугу.

Рис.1 — Конструктивная схема масляного трансформатора

1. выхлопная труба;
2. газовое реле;
3. ввод НН;
4. ввод ВН;
5. обмот­ки высшего и низшего напряжений;
6. радиаторы системы охлаждения;
7. магнитопровод;
8. кран для слива мас­ла;
9. тележка с катками;
10. бак;
11. устройство регулирования под на­ грузкой (РПН);
12. термосифонный фильтр;
13. воздухоосушитель;
14. указатель уровня масла;
15. расши­ритель;
16. соединительная трубка

Принцип работы такого устройства заключается в том, что трансформатор с помощью электромагнитной индукции переводит систему переменного тока в другую систему (с разными значениями при одной и той же частоте), основная цель передать электроэнергию без изменения мощности. Для контроля уровня масла используют маслоуказатели для маслонаполненных трансформаторов.

Зачем контролировать уровень масла в трансформаторе

Для нормальной работы трансформатора, уровень масла в расширительном баке должен соответствовать норме. Непосредственно на расширители могут быть установлены маслоуказатели круглые или любого другого вида, это позволит держать оптимальный уровень масла в системе. Что касается применения расширителя в маслонаполненных трансформаторах, то это обусловлено рядом достоинств:

• масло не подвергается преждевременному старению;
• бак трансформатора заполнен при любых температурах и нагрузках;
• на расширитель устанавливается маслоуказатель.

Если уровень масла в системе упадёт ниже нормы, то эффективность электрической изоляции падает. В зависимости от габаритов трансформатора на расширитель (на торцевую сторону) устанавливаются стрелочные маслоуказатели или любые другие с циферблатом.

Сигнализатор уровня масла

Данный сигнализатор служит для определения уровня диэлектрика в расширительном баке в процессе эксплуатации трансформатора. Как правило, маслоуказатели МС выпускаются в двух исполнениях – МС-1 и MC-2. Первый предназначен непосредственно для использования на расширителе с гибкой оболочкой, а второй – без.

Также среди основных функций маслоуказателя стоит выделить и подачу сигнала, когда уровень масла достигает max или min рабочего уровня, помимо этого такой маслоуказатель устанавливает рабочую норму масла в расширителе.

Стоит заметить, что сигнализаторы уровня масла серии MC используются только в тех трансформаторах, где есть расширитель с гибкой оболочкой. Другими словами, диэлектрик не должен соприкасаться с окружающим воздухом.

Источник

Определение уровня, уход и замена масла в трансформаторах

Работа трансформаторов, за исключением сухих систем, невозможна без трансформаторного масла. Эта рабочая жидкость играет важную роль в процессе эксплуатации трансформаторных узлов. Она выполняет две ключевые функции – изоляция обмоток и их эффективное охлаждение.

Пример трансформатора, в котором используется масло

Чтобы масло эффективно выполняло свои перечисленные функции, важно чтоб оно отвечало оптимальным рабочим параметрам, которые могут меняться в зависимости от температуры внешней среды, а также от его выработки. Первый фактор учитывается в процессе производства и нивелируется тем, что состав трансформаторного масла подбирается таким, чтобы позволять ему сохранять оптимальные параметры в широком диапазоне температур. Второй фактор связан с естественным «старением» масла, которое связано с его длительным использованием. Ниже будут перечислены основные причины, которые приводят к износу трансформаторного масла.

Причины износа и старения масла в трансформаторе

В процессе работы трансформатора его рабочая жидкость окисляется, загрязняется и увлажняется. Это приводит к тому, что она теряет свои оптимальные электрические и химические свойства. Продукты старения, которые откладываются на активных элементах трансформаторной системы, приводят к худшему отводу тепла и перегреву, как самого масла, так и трансформатора.

Основными факторами старения масла является воздействие кислорода и электрического поля. В качестве катализатора процесса старения будет выступать повышенная температура, наличие в масле солей различных металлов, воздействие прямого солнечного света и попадание влаги.

Важным фактором в загрязнении масла является и процесс усадки изоляционных материалов. Разрушения используемых лаков и целлюлозных материалов приводит к накоплению грязи и ее осаждению на рабочих поверхностях. Это способствует худшему теплоотводу и увеличению рабочей температуры масла, а это уже в свою очередь способствует и процессам окисления.

Чтобы исключить выход трансформатора из строя следует следить за состоянием его масла и своевременно проводить техническое обслуживание. Ведь своевременная регенерация масла позволит полностью восстановить его оптимальные свойства.

Трансформаторное масло применение в быту

Есть ли спрос на трансформаторное масло в быту? Есть.

Раньше отработку могли покупать для ее вторичного использования.

К этому применению стоит отнести отопление помещений (заливка в батареи отопления), смазку железобетонных изделий при их изготовлении, покрытие досок и пр.

Но такое использование может осуществлять негативное влияние на окружающую среду.

Выходом из сложившейся ситуации является регенерация трансформаторного масла, т.е. проведения комплекса мероприятий, направленных на восстановление его первоначальных свойств.

Регенерированное трансформаторное масло можно использовать непосредственно по назначению – для электроизоляции и отвода тепла.

Видео: разобранный трансформатор и трансформаторное масло

Замена масла

Такая процедура проводится, ели масло сильно загрязнено и технические параметры не позволяют его эффективно использовать. Выполнять процедуру лучше на месте. В процессе замены трансформатор обсушивается от старого масла и промывается с помощью специального разогретого нафтенолового или отрегенерированного масла. Эта процедура позволяет полностью удалить из трансформаторной системы всю, накопившуюся за годы эксплуатации, грязь. После этого в трансформатор заливают регенерированное или новое масло. Важно следить за его уровнем в трансформаторе – важно, чтобы он был и не выше, и не ниже нормы. Чтобы его контролировать используют специальные маслоуказатели МС. С их помощью можно будет залить именно столько масла, сколько нужно для конкретного вида трансформатора.

Замена масла в трансформаторе

Схема включения и запуска приборов

Подключить тс разрешается только после ознакомления с инструкцией. Запрещено:

• заниматься работами, если оборудование функционирует хотя бы с одного узла;
• применять варианты с трещинами и колами на вводах;
• включать тс, который не плотно зафиксирован на поверхности;
• исключать заземление;
• игнорировать долитое масло, использовать прибор с минимальным показателем, хранить без масла или с минимальным содержанием.

Порядок включения не предусматривает осмотр внутренней части механизма. После поступления устройства на производство проводится только его внешний осмотр — вводы, контакты. Включение и пуска прибора проводится по такой схеме:

• осмотр на отсутствие внешних дефектов;
• протирание от сухой смазки;
• обработка изолятором тряпкой, смоченной в бензине;
• проверка необходимых пломб;

• проверка соответствия уровня масла — в случае недостатка доливка;
• очистка от окиси — включение переключателя минимум 15 раз;
• проверка прочности электрической, сопротивления обмоток изоляционных.

Дополнительно проверяют сопровождение обмоток по всем ответвлениям. Значения параметров, отвечающих за электронную часть прибора, не должны быть менее или более характерных указанных в инструкции на 2 процента.

Завершающие работы включают в себя проверку работы переключателя. После этого он фиксируется в необходимом для работ положении. Дополнительно подтягивается расширитель и гайки закрепления крышки устройства, если это требуется. Устройство готово к эксплуатации.

Первоначально проводят пробное включение прибора. Для этого включаются на полное номинальное напряжение, работы продолжаются как минимум полчаса на холостом ходу. В это время мастер непрерывно наблюдает за трансформатором — не должно быть шумов, потрескивания. Если они наблюдаются, то выполняется перезапуск или сразу ремонтные работы.

Регенерация масла

Процесс регенерации представляет собой процедуру восстановления параметров масла, связанную с выведением из его состава продуктов старения. Этот процесс можно осуществлять на месте посредством откачивания масла с нижней части трансформатора, пропускания через установку регенерации и закачивания через расширительный бак. В процессе прокачивания масло пропускается через специальный адсорбент, который осаждает продукты старения. Кроме этого оно поддается дегидратации, дегазации и механической фильтрации. Эту процедуру продолжают до тех пор, пока снова не будут достигнуты нужные эксплуатационные параметры.

Схема установки для регенерации масла в трансформаторах

Руководство по эксплуатации трансформаторов

ТРАНСФОРМАТОРЫ СЕРИИ ТМ, ТМГ, ТМФ и ТМГФ

КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ до 10 КВ.

Настоящее руководство по эксплуатации (РЭ) распространяется на стационарные масляные понижающие трехфазные двухобмоточные силовые трансформаторы общего назначения мощностью 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000 и 1600 кВ-А на напряжение 6 и 10 кВ. РЭ содержит техническое описание, инструкцию по эксплуатации и приложения. Трансформаторы соответствуют требованиям ГОСТ 11677-85 «Трансформаторы силовые. Общие технические условия», ТУ 16-93 ВГЕИ.672133.002 ТУ «Трансформаторы серии ТМ, ТМГ, ТМФ и ТМГФ мощностью 25 -1600 кВ-А класса напряжения до 10 кВ. Технические условия».

При эксплуатации изделий дополнительно необходимо пользоваться «Правилами устройств электроустановок» издание 6е (ПУЭ), РД 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования» (Нормы испытаний), «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ» (ПЭЭП), РД 153-34.003.150-2000 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» и местными инструкциями.

1. Назначение.

1.1. Трансформаторы серии ТМ, ТМГ, ТМФ и ТМГФ на напряжение 6,10 кВ

предназначены для питания потребителей электроэнергии общего назначения.

1.2. Трансформаторы предназначены для эксплуатации в районах с умеренным климатом

на открытом воздухе (исполнение У1 по ГОСТ 15150-69), при этом:

— окружающая среда не взрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли;

— высота установки над уровнем моря не более 1000 м;

— температура окружающей среды от минус 45 °С до плюс 40 °С;

— трансформаторы не предназначены для работы в условиях тряски, вибраций, ударов, в

1.3. Условное обозначение типов трансформаторов:

Пример записи условного обозначения трансформатора мощностью 25 кВ-А герметичного исполнения с высшим напряжением 10кВ низшим напряжением 0.4кВ, схемой и группой соединения У/Ун-0, климатического исполнения У, категории размещения I при его заказе и в документации другого изделия — «Трансформатор типа ТМГ-25/10-У1;10/0,4кВ; У/Ун-0,ТУ 16-93 ВГЕИ.672133.002 ТУ».

2. Технические данные.

2.1. Тип трансформатора, обозначение поставочного документа (ТУ), значение

номинальной мощности, номинальных напряжений на всех ответвлениях обмотки высшего напряжения, номинальных токов, напряжение короткого замыкания, ток и потери холостого хода, потери короткого замыкания, схема и группа соединения обмоток, другие технические данные указаны на паспортной табличке и в паспорте трансформатора.

2.2. Схема общего вида, габаритные, установочные размеры приведены на рис.1, 2, 3 и 4.

Массы трансформатора, активной части и трансформаторного масла приведены в Приложении

2.3. Регулирование напряжения осуществляется переключением без возбуждения

ответвлений обмотки ВН ступенями по 2.5% (типы переключателей см. приложение Б).

3. Состав и устройство трансформатора.

3.1. Трансформатор состоит из:

3.2. Бак трансформатора в плане имеет прямоугольную форму.

3.2.1. Бак снабжен пробкой для отбора пробы и слива масла и пластиной для заземления

трансформатора. Наружная поверхность бака окрашена атмосферостойкими серыми, светло­

серыми или темно-серыми красками (возможно изменение тона окраски).

Уплотнение бака выполнено из маслостойкой резины

3.2.2. Бак трансформатора состоит из: стенок, выполненных из стального листа, верхней

рамы; дна с приварными к нему пластинами (швеллерами).

3.3. Крышка в плане имеет прямоугольную форму

3.3.1. На крышке трансформаторов ТМ и ТМГ установлены:

• петли для подъёма трансформатора;

• предохранительный клапан (на трансформаторах типа ТМГ и ТМГФ), (рисунок 7);

• мановакуумметр (на трансформаторах типа ТМГ(Ф)—1000 и 1600).

По отдельному требованию заказчика на крышке трансформатора устанавливается:

• термоузел (спиртовой термометр или электроконтактный термометр) (приложение В и Г);

• указатель предельного уровня масла на трансформаторах типа ТМГ — (рисунок 8).»

3.4. Активная часть трансформаторов ТМ и ТМГ жестко скреплена с крышкой

трансформатора, а в трансформаторах ТМФ и ТМГФ раскреплена в баке трансформатора

(рисунок 9). Активная часть состоит из магнитной системы, обмоток ВН и НН, нижних и

верхних ярмовых прессующих балок, отводов ВН и НН, переключателя ответвлений обмотки

3.4.1. Магнитная система плоская шихтованная, со ступенчатым сечением стержня, собрана из пластин холоднокатаной электротехнической стали.

3.4.2. Обмотки многослойные цилиндрические выполнены из провода круглого или

прямоугольного сечения с бумажной, эмалевой или стеклолавсановой изоляцией.

Межслойная изоляция выполнена из кабельной бумаги. Схема соединения обмотки ВН приведена на рисунке 10.

3.4.3. Нижние и верхние ярмовые балки выполнены из конструкционных сталей.

3.4.4 Отводы обмотки ВН выполнены из алюминиевого провода круглого или

прямоугольного сечения, отводы обмотки НН — из прямоугольной алюминиевой шины.

3.4.5. Переключатель ответвлений обмоток (ПБВ) реечный типа ПТР-5(6)-10/63-У1 или

ПТР-5(6)-10/150-У1обеспечивает регулирование напряжения обмотки ВН четырьмя ступенями по 2.5% при отключенном от сети трансформаторе (см. приложение Б)

3.5. Вводы съемные. Типы вводов (рисунок 5 и 6):

— на стороне ВН — ВСТА — 10/250-У 1;

— на стороне НН — в зависимости от номинального тока — ВСТ-1/250-У1, ВСТ-1/400-У1,

ВСТ-1/630-У1, ВСТ-1/1000-У1, ВСТ — 1/1600 — У1. Ввода ВСТ-1/630-У1, ВСТ-1/1000-У1 и

ВСТ — 1600 — У1 комплектуются контактными зажимами. Вводы ВСТ-1/250-У1, ВСТ-1/400-У1,

комплектуются контактным зажимом по отдельному требованию заказчика (рисунок 6).

Материал контактного зажима — латунь.

3.6. Трансформатор заполнен трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение в стандартном разряднике не менее 40 кВ (тип масла приведен в приложении Д).

3.7. Трансформаторы типа ТМ имеют воздухоосушитель, конструкция которого показана в приложении Е.

3.8. Разработчик оставляет за собой право вносить изменения в конструкцию, не ухудшающие качество трансформатора.

4. Контрольно-измерительные приборы и сигнализирующая аппаратура.

4.1. Уровень масла в трансформаторах контролируется визуально по указателю уровня масла (рисунок 11), который расположен:

на стенке маслорасширителя у трансформаторов типа ТМ и ТМФ; на стенке бака у трансформаторов ТМГ и ТМГФ.

При наличии указателя предельного уровня масла, дополнительный контроль предельного нижнего уровня осуществляется визуально по наличию индикатора в стеклянной колбе.

4.2. При наличии термоузла дополнительно осуществляется контроль температуры верхних слоев масла в баке трансформатора спиртовым термометром.

4.3. В трансформаторах мощностью до 1600 кВ-А не предусматривается установка

Защита бака трансформаторов типа ТМГ от избыточного давления свыше 75 кПа осуществляется предохранительным клапаном, а от избыточного давления в баке свыше (150— 200) кПа—МПУ (на трансформаторах типа ТМГ(Ф)-400-630 и на трансформаторах мощностью 1600 кВ»А).

4.4. Трансформаторы, мощностью 1000 и 1600 кВ-А, для измерения температуры верхних слоев масла в баке, снабжаются электроконтактным термометром.

4.5. Для контроля внутреннего давления и сигнализации о предельно допустимых величинах давления на трансформаторах типа ТМГ-1000 и ТМГФ-1000 устанавливаются электроконтактные мановакуумметры (далее мановакуумметры).

4.6. Трансформаторы типа ТМ-1000, 1600 и ТМФ-1000, 1600 снабжаются газовым реле для защиты от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа и ускоренным перетоком масла из бака трансформатора в расширитель, а так же от утечки масла из трансформатора и попадания воздуха в бак.

4.7 По требованию заказчика трансформаторы ТМ и ТМФ мощностью 400, 630 кВ-А,

предназначенные для питания собственных нужд станций и подстанций или для установки внутри зданий, снабжаются газовым реле.

4.8. Трансформаторы, укомплектованные сигнализирующими приборами, снабжаются

клеммной коробкой предназначенной для подключения приборов к цепям сигнализации и

5. Маркирование и пломбирование.

5.1. Ввода трансформатора и место заземления промаркированы методом штамповки.

5.2. Трансформаторы снабжены паспортной табличкой, расположенной на короткой стенке бака трансформатора, на которой указаны данные в соответствии с пунктом 2.1 настоящего РЭ.

5.3. На трансформаторе нанесены знаки: место строповки и центр тяжести.

5.4 Сборочные единицы крышка-бак и пробка на баке опломбированы.

Пломбирование трансформатора произведено на двух болтах, расположенных на короткой стороне крышки трансформатора. Пломбирование трансформаторов не допускает неконтролируемой разборки их частей и слива масла.

При нарушении пломб предприятие — изготовитель снимает с себя гарантийные обязательства, установленные техническими условиями.

6.1. Трансформатор отправляют потребителю полностью собранным, залитым

трансформаторным маслом. На время транспортирования потребителям вводы ВН защищены от повреждений.

6.2. Трансформатор имеет временное защитное покрытие (консервацию).

— выступающие наружу токоведущие шпильки, шайбы, гайки и колпаки вводов;

— заземляющие болты и шайбы;

Детали, подлежащие консервации, предварительно проверяются на отсутствие коррозии, очищаются от загрязнений, обезжириваются и просушиваются.

6.3. Консервацию производят на предприятии-изготовителе смазкой пушечной по

ГОСТ 19537-83 в соответствии с требованиями ГОСТ 23216-78,толщина покрытия в пределах 0.5-1.5 мм. Срок годности консервации 12 месяцев.

6.4. После прибытия трансформатора к месту разгрузки должен быть произведен его осмотр заказчиком, совместно с представителем транспортирующей организации. Проверяется целостность пломб, определяется состояние (наличие или отсутствие повреждений) трансформатора, а также наличие масла на транспортном средстве и трансформаторе. При обнаружении повреждений трансформатора составляется акт установленной формы.

7. Указание мер безопасности.

7.1. При монтаже и эксплуатации трансформаторов необходимо соблюдать требования ПЭЭП для электроустановок напряжением свыше 1000 В, местные инструкции, «Типовые правила пожарной безопасности для промышленных предприятий».

7.2. Трансформатор или его активную часть разрешается поднимать только за специально

предназначенные для этой цели устройства:

— трансформатор в сборе — за отмаркированные петли «Место строповки»

активную часть с крышкой — за петли, расположенные на крышке (см. рисунок 9);

активную часть без крышки — за верхние балки магнитопровода.

7.3. Категорически запрещается.

— производить работы и переключения на трансформаторе, включенном в сеть, хотя бы с одной стороны;

— оставлять переключатель в промежуточном положении;

— эксплуатировать трансформатор с неисправными вводами;

— эксплуатировать трансформатор без масла или с пониженным уровнем масла;

— включать в сеть трансформатор без заземления бака;

— в процессе эксплуатации нарушать герметичность трансформаторов.

7.4. Вскрытие трансформатора разрешается не ранее, чем через час после снятия нагрузки, при этом температура его наружных поверхностей не должна превышать плюс 50 °С.

8. Подготовка трансформатора к работе и пуск.

8.1. Трансформатор вводится в эксплуатацию без ревизии

8.2. Перед включением трансформатора необходимо:

— изучить сопроводительную техническую документацию, подготовить монтажную

площадку, оборудование и материалы;

— произвести внешний осмотр трансформатора, чтобы убедиться в исправности доступных для осмотра сборочных единиц и деталей и отсутствие течей масла, проверить целостность пломб;

— на трансформаторах типа ТМГ и ТМГФ слить трансформаторное масло до отметке на шкале маслоуказателя, соответствующей температуре окружающей среды;

— при необходимости слить или долить трансформаторное масло до отметки на шкале

маслоуказателя, соответствующей температуре окружающей среды. На трансформаторах

типа ТМ доливать через заливную пробку на маслорасширителе, а на трансформаторах

типа ТМГ — через штуцер предохранительного клапана.;

— снять консервирующую смазку со всех узлов и деталей трансформатора, протереть

— измерить сопротивление обмоток постоянному току и сопротивление изоляции НН-бак, ВН-бак, ВН-НН и сравнить их с паспортными данными. Допускается включение

трансформатора с сопротивлениями изоляции не менее:

НН-бак-300 МОм; ВН-бак-500 МОм; НН-ВН-500 МОм;

— измерить коэффициент трансформации на всех положениях переключателя, установить и зафиксировать переключатель ответвления обмоток в нужном положении;

— произвести отбор пробы масла через пробку в нижней части бака и определить пробивное напряжение в стандартном разряднике. Пробивное напряжение должно быть не ниже 40кВ. После взятия пробы масла пробку опломбировать Если при испытании масла

электрическая прочность будет ниже указанной и при сниженном значении

сопротивления изоляции по сравнению с п.9.3. трансформатор подлежит контрольной

подсушке одним из методов по приложению И (для типа ТМ). Для Трансформаторов типа

ТМ-1000 и ТМФ-1000 при подсушке масла необходимо просушить или заменить

силикагель в термосифонном фильтре в соответствии с приложением Ж;

— заземлить бак трансформатора

8.3. Для исключения проворачивания шпилек вводов НН и ВН при подключении кабелей,

шин и контактных зажимов необходимо придерживать шпильку за нижнюю гайку поз.4 ключом.

8.4. Ревизию активной части производят в исключительных случаях, в присутствии

представителя завода-изготовителя или по его письменному разрешению, в соответствии с

приложением К при нарушении требований настоящей инструкции в части транспортирования, хранения, выгрузки, которые привели к появлению дефектов в трансформаторе и дефекты не могут быть устранены без вскрытия активной части. При необоснованной ревизии активной части трансформатора предприятие-изготовитель имеет право снять гарантию, установленную техническими условиями.

8.5. Перезарядить воздухоосушитель силикагелем если индикаторный

силикагель имеет розовый цвет.

8.6. На трансформаторах, укомплектованных термометром или термосигнализатором,

установить их на трансформатор в соответствии с приложениями В и Г.

8.7. На трансформаторах, укомплектованных мановакуумметром, установить его на

трансформатор в соответствии с приложением Л.

8.8. Проверить положение подвижных контактов на мановакуумметре и термосигнализаторе. Указатели давления на мановакуумметре должны находиться напротив цифр, указывающих

давление -0,35 и +0,75 кгс/см2.

Указатель максимальной температуры (правая стрелка на термосигнализаторе) должен находиться напротив 100 °С. Левую стрелку установить напротив 90 °С.

При монтаже и проверке контрольно-измерительных приборов и защитных устройств необходимо руководствоваться инструкциями, прилагаемыми к ним.

8.9. Соединить клеммную коробку с соответствующей системой защиты распредустройства низкого напряжения .

8.10. Трансформаторы, имеющие газовое реле, установить на фундамент с подъемом со

стороны маслорасширителя на угол 1 — 1,5°.

8.11. Первое включение трансформатора следует произвести при отключенной нагрузке (в

режиме холостого хода) в соответствии с ПЭЭП на номинальное напряжение на время не менее 30 мин, для наблюдения за состоянием трансформатора.

Включать трансформатор в сеть, руководствуясь местными инструкциями.

9. Измерение характеристик изоляции.

9.1 За температуру трансформатора принимается температура масла в трансформаторе или при отключенном от сети трансформаторе — температура окружающего воздуха. При

температуре ниже плюс 10 °С трансформатор необходимо нагреть. Нагрев производить одним из следующих методов:

— выдержать трансформатор в отапливаемом помещении;

— прогреть токами короткого замыкания;

— прогреть с использованием внешних источников тепла

9.2. После прогрева трансформатора температура изоляции принимается равной средней

температуре обмотки ВН, определенной по сопротивлению обмотки постоянному току,

измеренному через 1-1.5 ч. после отключения нагрева токами короткого замыкания и 0.5 ч. при внешнем источнике тепла

9.3. Измерение характеристик изоляции производить по приложениям Д, Н, П и по «Нормам испытаний» или по местным инструкциями, если они не противоречат «Нормам испытаний».

10. Эксплуатация трансформатора.

10.1. Эксплуатация трансформатора осуществляется согласно настоящего руководства, ПЭЭП и ГОСТ 11677-85.

10.2. Допустимые превышения напряжения сверх номинального в соответствии с ПЭЭП.

10.3. Наибольшие допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки

трансформатора в соответствии с приложением П, ГОСТ 14209-85 и ПЭЭП.

10.4. Трансформатор допускает продолжительную нагрузку нейтрали обмотки НН не более:

— для схемы соединения обмоток У/Ун — 25%;

— для схемы соединения обмоток У/2н и Д/Ун — 75% номинального тока обмотки НН

10.5. Трансформатор допускает ударные толчки током. При этом отношение ударного тока

нагрузки к номинальному не должно превышать:

— 4.0 при числе толчков тока в сутки до 3;

— 2.0 при числе толчков тока в сутки свыше 3 до 10;

-1.3 при числе толчков тока в сутки свыше 10 до 1000. Продолжительность толчков до 15 с.

10.6. Запрещается эксплуатация трансформатора, если уровень масла по шкале

маслоуказателя работающего трансформатора ниже уровня масломерного стекла.

10.7. Трансформаторы, укомплектованные указателем предельного уровня масла, запрещается

эксплуатировать при отсутствии поплавка в колпачке указателя предельного уровня масла.

11. Техническое обслуживание.

11.1. В процессе эксплуатации трансформатора техническое обслуживание осуществляется в соответствии с ПЭЭП.

11.2. Для своевременного обнаружения неисправностей трансформатора необходимо в сроки, предусмотренные ПЭЭП и местными инструкциями, проводить периодические внешние осмотры без отключения трансформатора.

Периодичность и объем профилактических испытаний проводиться в соответствии с приложением Н, местными инструкциями и ПЭЭП. Нормы — в соответствии с «Нормами

В объем текущего ремонта входит:

— наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте;

— чистка изоляторов и бака;

— проверка уплотнений;

— прокрутка переключателя ответвлений;

В случае, если для устранения неисправности необходимо проводить работы на активной части трансформатора — руководствоваться указаниями приложения, К к данному руководству.

12. Правила хранения и транспортирования.

12.1. Трансформатор должен храниться в вертикальном положении на открытых

площадках. Допускается хранение в закрытом помещении или под навесом. Условия

хранения трансформатора 8 ГОСТ 15150-69 на срок хранения до одного года.

12.2. При длительном хранении трансформатора необходимо периодически, 1 раз в год,

производить наружный осмотр.

12.3. Трансформаторы могут перевозиться всеми видами транспорта, в соответствии с

правилами перевозок груза, действующими на транспорте данного вида.

12.4. Крепление трансформатора на транспортных средствах должно производиться за

специальные скобы, расположенные на баке (не допускается транспортирование

трансформаторов, не раскрепленных относительно транспортных средств).

12.5. Не допускается транспортировать трансформаторы автомобильным транспортом по

грунтовым дорогам с превышением скорости свыше 30 км/час.

13 Комплектность поставки

13.1 В комплект поставки входят:

— руководство по эксплуатации – 1экз.;

— контактный зажим – 4 шт. (для трансформаторов мощностью 400-1600 кВ·А);

— мановакуумметр – 1 шт. (для трансформатора ТМГ (Ф)-1600);

— газовое реле – 1 шт. (для трансформаторов ТМ (Ф)-1600)

13.2 По отдельному требованию заказчика трансформатор дополнительно комплектуется:

— контактный зажим – 4 шт. (для трансформаторов мощностью 100-250 кВ·А);

— протокол заводских испытаний – 1 экз.

Инструкция по пользованию переключателем

Проверка работоспособности переключающего устройства и усилия контактного нажатия

производиться на заводе-изготовителе и не требуют дополнительной проверки.

Переключатель предназначен для переключения ступеней напряжения трансформатора при

отключенном от сети трансформаторе (переключение без возбуждения). Устройство

переключателя см. рис. Б1 и Б2.

Перед переключением необходимо отключить трансформатор как со стороны высшего, так и

со стороны низшего напряжения.

Для переключения трансформатора необходимо (см. рис. Б3 и Б4):

1. Вывести указатель положения ручки из паза лимба поднятием вверх.

2. Повернуть ручку переключателя 3-5 раз по всем положениям в одну и другую

3. Установить переключатель в нужное положение поворотом ручки. Правильность

выбранного положения переключателя указывает «указатель положения»

переключателя, он должен находиться напротив соответствующей цифры положения

переключателя, нанесенной на лимбе переключателя.

Запрещается включение трансформатора, если указатель не вошел в паз лимба.

СУШКА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

1 Контрольный прогрев и контрольная подсушка в собственном баке с маслом

1.1 При контрольном прогреве и контрольной подсушке прогрев трансформатора

производить одним из следующих методов:

— индукционный прогрев за счет вихревых потерь в стали бака;

— прогрев токами короткого замыкания;

1.2 Контрольный прогрев производить с маслом без вакуума до температуры верхних слоев

— на 5 °С при прогреве методом короткого замыкания;

— на 10 °С при прогреве индукционным методом.

1.3. Контрольную подсушку производить с маслом при температуре верхних слоев масла 80°С.

Через каждые 12 часов подсушки в течении 4 часов производить циркуляцию масла через трансформатор масляным насосом производительностью не менее 4 м куб/час. В процессе контрольной подсушки периодически измерять характеристики изоляции. Подсушка прекращается, когда характеристики изоляции будут соответствовать п. 10.3 или паспортным данным, но не ранее чем через 24 ч. после достижения температуры масла 80 °С. Длительность подсушки не должна превышать 48 ч (не считая времени нагрева).

2 Сушка активной части трансформатора производится без масла одним из следующих методов:

— в стационарном сушильном шкафу под вакуумом (при максимально возможной величине последнего);

— в специальной камере (шкафу) без вакуума;

— в своих баках под вакуумом не выше 30 кПа (0.3 кГ/см );

— в своих баках без вакуума, с вентиляцией бака. При этом рекомендуются следующие

способы нагрева: индукционный нагрев бака или нагрев активной части потерями от токов

нулевой последовательности. Вне бака — нагрев инфракрасным излучением. Другие способы

сушки допускаются, если они обеспечивают качество сушки не хуже перечисленных и

безопасны для трансформатора.

Допускается использование постоянного тока и токов короткого замыкания в обмотках в качестве источников тепла при сушке (при этом величина тока устанавливается не более 0.9-1н в обеих обмотках).

2.2 При сушке активной части должно быть обеспечено поддержание температуры:

— обмоток в пределах плюс (95…. 105) °С;

— магнитной системы не ниже плюс 90 °С.

Сушка считается законченной, если сопротивление изоляции остается неизменным в течение 3 ч. при практически неизменной температуре обмоток, находящихся в указанных выше пределах и неизменном вакууме (если он применяется).

Приложение (Обязательное)

1 Требования к условиям проведения ревизии и ее сроки.

1.1 Ревизия, с указанным ниже объемом работ, производится в исключительных случаях

при нарушении требований настоящей инструкции в части транспортирования, хранения,

выгрузки, эксплуатации, которые привели к появлению дефектов в трансформаторе и дефекты не

могут быть устранены без вскрытия активной части

1.2 Моментом начала ревизии считается начало слива масла. Ревизия должна проводиться

преимущественно в сухом, закрытом, защищенном от пыли и атмосферных осадков помещения.

Условия, при которых допускается проведение ревизии активной части трансформатора вне

помещения, приведены в таблице, при этом предусматривают выполнение следующих

1.2.1 Температура активной части должна быть равна или выше температуры

1.2.2 Работы с трансформатором при слитом масле проводить в ясную погоду, без

атмосферных осадков или в помещении. Температура и влажность должны измеряться каждые

1.2.3 Перед началом работ активная часть должна быть разогрета до температуры, превышающей температуру окружающего воздуха, не менее чем на 10°С, но при этом температура активной части должна быть не ниже 20°С.

1.3 Продолжительность и условия проведения работ, проводимых на трансформаторе при

слитом масле, приведены в таблице К1.

1.4 Продолжительность работ с трансформатором при слитом масле при температуре

окружающего воздуха выше О °С и относительной влажности воздуха менее 80% может быть

увеличена в 2 раза против указанной в таблице, если при вскрытии и проведении работ

температура активной части постоянно поддерживается выше температуры окружающего

воздуха не менее чем на 10 °С.

1.5 При нарушении продолжительности работ по п. 1.3 и 1.4 настоящего приложения,

трансформатор должен быть подвергнут контрольному прогреву (см. приложение Ж). Если

путем контрольного прогрева характеристики изоляции не приведены в соответствие с

требованиями настоящей инструкции, проводится сушка трансформатора (см. приложение Ж)

2. Объем и последовательность работ

2.1 Из бака трансформатора слить масло, отсоединить крышку бака равномерно по

2.2 Поднять активную часть за крышку — для трансформаторов типа ТМ и ТМГ, установить

на деревянный настил. Запрещается проводить работу на весу.

2.3 Отсоединить вводы ВН и НН, снять изоляторы, снять колпак привода переключателя и

затем снять крышку бака, открутить гайки на кронштейнах раскрепления активной части в баке,

поднять активную часть трансформатора за ярмовые балки — для трансформаторов типа ТМФ и

ТМГФ, установить на деревянный настил.

2.4 Проверить затяжку крепежа активной части. Замеченные ослабления устранить.

2.5 Осмотреть состояние контактных поверхностей переключателя, проверить действие

2.6 Выполнить необходимые работы. Все обнаруженные дефекты устранить.

2.7 Промыть активную часть струей трансформаторного масла (промывку производить после

завершения всех работ, измерений и проверок, непосредственно перед опусканием активной

2.8 Промыть и очистить доступные внутренние поверхности бака.

2.9 Опустить активную часть в бак и произвести затяжку болтов равномерно по периметру,

предварительно приклеив (резиновым клеем) к раме разъема резиновую прокладку.

2.10 Залить трансформатор маслом с электрической прочностью не менее 40 кВ до

появления масла на отметке маслоуказателя.

Температура масла должна быть не ниже плюс 10 °С, а температура активной части трансформатора выше температуры масла.

2.11 Оставить трансформатор для выхода остатков воздуха из активной части на срок не менее 90 часов. После отстоя трансформатора долить масло до уровня маслоуказателя (в соответствии с п.8.2), проверить целостность и состояние уплотнительной прокладки и закрыть патрубок.

Очистка и осушка

Эта процедура состоит в том, чтобы отделить из масла механические примеси и имеющуюся влагу. Осуществляется этот процесс посредством центрифугирования и фильтрования через специальные бумажные фильтры. Высоких показателей очистки можно добиться, используя центрифугу совместно с фильтр-прессом. Такая методика широко применяется при очистке рабочего масла в трансформаторах, функционирующих с напряжением до 110кВ. Для устройств, работающих с напряжениями от 220кВ, параллельно с процессами осушки и фильтрации используют еще и дегазацию масла, а в некоторых случаях и насыщение инертным газом.

Схема устройства для осушки масла

Правила использования трансформаторов типа ТМ и ТМГ

Трансформаторы ТМ и ТМГ относятся к наиболее популярному типу — масляным. Оборудование обладает массой преимуществ, среди которых возможность монтажа внутри помещения или в условиях улицы, невосприимчивость к перепаду температур и высоким, низким показателям (от минус 60 до плюс 40 градусов). Приборы герметичные, следовательно, масло никак не контактирует с окружающей средой. Использующему персоналу не требуется контролировать вытечку, анализировать состояние воздуха на производстве.

Руководство пользователя содержит информацию о правилах использования. Устройства подключаются с сеть с указанной частотой тока, предназначаются для распределения электрической энергии по сопутствующим приборам. Используется в помещении без вибраций, тряски. Хоть масло не контактирует со средой, применять в средах, которые содержат химически взрывоопасные элементы, нельзя.

Использование трансформаторов масляного типа разрешено не более чем с 1000 метрах над уровнем моря. Варианты для теплого климата применяют при температурах от -45 до +60 градусов, для холодного — от -60 до +45 градусов. Размещение конструкции — по первому типу ГОСТа 15150-69 на производстве. Но вероятны ситуации размещения по второму и третьему типу — требуется предварительная разметка помещения.

Что входит в ревизию

В общем плане ревизия представляет собой осмотр внешнего вида и тс и его внутренней части. Если возможно, то специалист самостоятельно устраняет технические неисправности и проводит трансформатор к соответствующему виду. План ревизии оборудования:

• предварительная разборка;
• демонтаж приборов навесных, крышек;
• протирка тряпкой, смоченной в спирте, внешней части;
• обезжиривание внешней основы, защищающего кожуха;

• промывка основных деталей, при необходимости плановая чистка с неиспользованием специальных средств;
• ремонтные работы устройства переключения в случае необходимости;
• замена некоторых конструктивных узлов — проводится сразу, если нет в наличии деталей, то тс снова собирается, недопустимо нахождение в открытом состоянии;
• замер обмоток оборудования;
• если обмотки влажные, то проводят их сушку подачей воздуха комнатной температуры;
• проверка работоспособности активной внутренней части трансформатора;
• протяжка основных соединений и просмотр их активности;
• проверка показателей заземлении и при необходимости проведение плановых ремонтных работ;
• проверка работоспособности навесных приборов;
• окончательная проверка работы всех узлов и конструктивных деталей (меняется, если тс 35 или 250 кВа);
• установка на место компонентов;
• замена уплотнений резинового типа;
• смена силикагеля, если используется он;
• проверка масла и доливка, если это требуется (новое или старое);
• изготовление и наклейка надписей (время проведения, данные сотрудника и другая информация).

Технология проведения проверки трансформаторов

Технология проведения идентичная. Но она может несколько меняться (одним узлам уделяется больше времени, другим меньше) в зависимости от модели прибора.

ТМ 630

Модель используется в сетях с напряжением 6 или 10кВ 35 кВ. Нужна для зон с умеренным климатом. Важна тщательная проверка уровня масла в баке. Уровень масла виден визуально по окошку на стенке масло расширителя.

ТМГ 400 10

Герметичное оборудование. Оснащается воздухоочистителем — обязательна его дополнительная проверка. Для изменения температуры масла используются пластинчатые деформаторы бака. Находятся на боках устройства.

ТМГ 25

Ревизия проводится стандартным способом. Проходит осмотр магнитной системы, переключателя ответвляющей обмотки. Для ограничения напряжения внедрен клапан предохранения — он проверяется во включенном режиме.

Техника безопасности при работе и проверке аппаратуры

Проверка аппаратуры должна проводится при температуре не ниже 10 градусов. При этом при слитом масле 10, а при нем 5 градусов — точка росы с превышением не более чем на 10 градусов. Обязательно разгерметизирование перед проведением осмотра. Если масло остается в баке, то минимальное время составляет 20 часов, без него — от 12 часов. Исследования проводится при влажности окружающей среды не более 85 процентов. Обычно в теплое время года ревизию выполняют вне помещения, так как колебания температуры незначительные. Но зимой, когда в помещении около 20 градусов, а на улице такой же показатель, только с минусом, потребуется компенсировать разницу температур. Трансформатор прогревается до 30 градусов как минимум для этой цели.

С учетом все норм и требований по безопасности, регулярном проведении ревизии трансформаторы масляного типа показывают высокие показатели бесперебойности работы. Используются они в сетях с напряжением не более 35 кВт и частотой 50 Гц. Они эффективны в условиях постоянного использования до 25 лет, при последующем ремонте может использоваться и дальше.

Источник