Какие операции входят в объем капитального ремонта трансформатора

Ремонт силовых трансформаторов

Текущие ремонты трансформаторов проводят в следующие сроки:

• трансформаторов центральных распределительных подстанций — по местным инструкциям, но не реже 1 раза в год;
• всех остальных — по мере необходимости, но не реже 1 раза в 3 года.

Первый капитальный ремонт трансформаторов подстанций осуществляют не позже, чем через 6 лет после ввода в эксплуатацию, а последующие ремонты проводят по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформатора.

В объем текущего ремонта входят следующие работы:

• наружный осмотр и устранение повреждений,
• чистка изоляторов и бака,
• спуск грязи из расширителя,
• доливка масла и проверка маслоуказателя,
• проверка термосифонных фильтров и при необходимости замена сорбента,
• проверка состояния пробивного предохранителя, циркуляционных труб, сварных швов, фланцевых уплотнений,
• проверка защит,
• отбор и проверка проб масла,
• проведение профилактических испытаний и измерений.

В объем капитального ремонта входят все работы, предусмотренные текущим ремонтом, а также ремонт обмоток, магнитопровода, проверка состояния контактных соединений обмоток к переключателю напряжения и выводам, проверка переключающих устройств, ремонт их контактов и механизма переключения, проверка состояния бака трансформатора, расширители и трубопроводов, ремонт вводов.

Трансформатор аварийно выводится из работы в ремонт при следующих условиях:

• сильном внутреннем потрескивании, характерном для электрического разряда, или неравномерном шуме,
• ненормальном и постоянно нарастающем нагреве при нормальной нагрузке и охлаждении,
• выбросе масла из расширителя или разрушении диафрагмы выхлопной трубы,
• течи масла и понижении уровня его ниже допустимого предела,
• при получении неудовлетворительных результатов химического анализа масла.

Старение изоляции обмоток и увлажнение масла могут привести к замыканию на корпус и междуфазным замыканиям в обмотках трансформатора, что выражается в ненормальном шуме работающего трансформатора.

Неисправность в виде «пожара стали», которая происходит из-за нарушения межлистовой изоляции сердечника или изоляции стяжных болтов, приводит к возрастанию нагрева корпуса и масла при нормальной нагрузке, гудению и характерному потрескиванию внутри трансформатора.

Повышенное «гудение» в трансформаторе может происходить по причине ослабления прессовки маг нитопровода, значительной несимметрии нагрузки фаз и при работе трансформатора на повышенном напряжении. Потрескивание внутри трансформатора указывает на перекрытие (но не пробой) между обмоткой или отводами на корпус, или обрыв заземления, при котором могут происходить электрические разряды с обмотки или ее отводов на корпус.

Характерные неисправности трансформатора при ненормальном его гудении

Возможные причины неисправности	Определение и устранение неисправностей
Ослабление болтов, крепящих крышку трансформатора, и других деталей (расширителя, выхлопной трубы и др.)	Проверить и подтянуть все болты
Трансформатор работает при повышенном напряжении	Установить переключатель напряжения в соответствующее положение.
Нарушена прессовка стыков в магнитопроводе	Ослабла затяжка вертикальных шпилек, стягивающих стержни с ярмами. Перепрессовать магнитопровод, заменив прокладки в верхних и нижних стыках магнитопровода
Ослабление прессовки шихтованного магнитопровода	Проверить все прессующие болты и шпильки и подтянуть ослабшие
Вибрация крайних листов магнитопровода	Расклинить листы магнитопровода
Перегрузка трансформатора	Снизить нагрузку
Неравномерная загрузка по фазам	Уменьшить несимметрию нагрузки
Замыкания между фазами, между витками обмоток	Отремонтировать или заменить обмотку

Обрывы в обмотках являются следствием плохого качества контактных соединений в обмотках.

Обрыв в первичной обмотке трансформатора, соединенного по схеме треугольник—звезда, треугольник—треугольник и звезда-звезда, приводят к изменению вторичного напряжения.

Для определения объема предстоящего ремонта проводят дефектацию трансформатора, которая представляет собой комплекс работ по выявлению характера и степени повреждений его частей. На основании дефектации определяют причины, размеры повреждений и необходимый объем ремонта трансформатора. Одновременно определяют потребности в материалах, инструментах, приспособлениях для производства ремонта.

Характерные неисправности силовых трансформаторов

Признаки неисправности	Возможные причины неисправности	Определение и устранение неисправностей
Перегрев трансформаторов	Трансформатор перегружен	Установить перегрузку по приборам или снятием суточного графика тока. Устранить перегрузку включением другого трансформатора или отключить менее ответственных потребителей
	Высокая температура воздуха в помещении трансформатора	При превышении температуры воздуха на 8 — 10 °С на расстоянии 1,5 — 2 м от трансформатора на середине его высоты — улучшить вентиляцию помещения
	Снизился уровень масла в трансформаторе	Долить масло до нормального уровня
	Повреждение внутри трансформатора (витковое замыкание, короткозамкнутые контуры из-за повреждения изоляции стяжных болтов и шпилек и др.)	При быстром развитии этих повреждений произойдет рост температуры масла, выделение газов и работа газовой защиты на сигнал или отключение
	Несимметричная загрузка фаз	Устранить перегрузку или уменьшить несимметрию нагрузки по фазам
Пробой обмоток на корпус, между обмотками ВН и НН или между фазами	Ухудшение качества масла или понижение его уровня	Изоляцию испытывают мегаомметром или повышенным напряжением
	Ухудшение качества изоляции из-за старения ее	При необходимости обмотку ремонтируют, а масло доливают или меняют полностью
Потрескивание внутри трансформатора	Перекрытие между обмотками или отводами на корпус	Вскрыть трансформатор и отремонтировать отводы обмоток и заземления
	Обрыв заземления
Обрыв в обмотках	Плохо выполнена пайка обмоток	Часто обрыв происходит в месте изгиба кольца провода под болт
	Повреждение в отводах от обмоток к выводам	Заменяют гибким соединением в виде демпфера
Оплавлены или вы­горели контактные поверхности пере­ключающего устрой­ства	Переключатель плохо собран или имели место корот­кие замыкания	Отремонтировать или заменить переключа­тель
Течь масла из кра­нов, фланцев, свар­ных соединений	Плохо притёрта пробка крана, по­вреждены прокладки фланцевых соедине­ний, нарушена плот­ность сварного шва бака трансформато­ра	Кран притереть, про­кладки заменить или подтянуть болты на фланцах, подварить швы ацетиленовой сваркой. После сварки бак испы­тать водой в течение 1 — 2 ч давлением столба воды 1,5 м выше уровня масла в расширителе

Разборка трансформаторов

Разборку трансформатора при капитальном ремонте производят в следующем порядке. Из расширителя сливают масло, снимают газовое реле, предохранительную трубу и расширитель; ставят заглушки на отверстия в крышке бака. С помощью грузоподъемных механизмов стропами за подъемные кольца поднимают крышку с активной частью трансформатора. Приподняв ее на 10 — 15 см, осматривают состояние и положение уплотняющей прокладки, отделяют ножом ее от рамы бака и по возможности сохраняют для повторного применения. После этого извлекают из бака активную часть участками, удобными для работ по удалению масляных шламов, промывки обмоток и сердечника струей нагретого масла и дефектации. Затем активную часть устанавливают на заранее подготовленную площадку с поддоном. Подняв активную часть трансформатора на 20 см выше уровня бака, отодвигают бак в сторону, а активную часть для удобства осмотра и ремонта устанавливают на прочный помост. Обмотки очищают от грязи и промывают струей нагретого до 35 — 40 °С трансформаторного масла.

Если у трансформатора вводы расположены на стенках бака, то вначале снимают крышку, сливают масло из бака на 10 см ниже изоляторов ввода и, отсоединив вводы, снимают изоляторы, а затем вынимают активную часть из бака.

Разборку, осмотр и ремонт трансформатора проводят в сухом закрытом и приспособленном для производства этих работ помещении.

После выемки активной части проверяют состояние магнитопровода — плотность сборки и качество шихтовки, прочность креплений ярмовых балок, состояние изоляционных гильз, шайб и прокладок, степень затяжки гаек, шпилек, стяжных болтов, состояние заземления. Обращают особое внимание на состояние обмоток — расклиновку на стержнях магнитопрово-да и прочность посадки обмоток, отсутствие следов повреждений, состояние изоляционных деталей, прочность соединений выводов, демпферов.

В период капитального ремонта трансформатора помимо перечисленных работ при необходимости расшихтовывают ярмо магнитопровода с распрессовкой железа и снятием катушек обмоток.

Ремонт магнитопровода трансформатора

Наиболее распространенным типом магнитопровода силовых трансформаторов является плоский (стержневой) (рис. 123, а). Поперечное сечение ярма 6 и 7 выполняется прямоугольной формы, а стержня — в виде многоступенчатой фигуры 3, близкой к кругу. Магнитопровод стягивают ярмовыми балками 5 н 8 с помощью сквозных шпилек 4 и стяжных вертикальных шпилек 2.

Рис. 123. Плоский (а) и пространственный (б) магнитопроводы трансформатора:
1 — оси стержней; 2 — стяжные вертикальные шпильки: 3 — многоступенчатая фигура стержня; 4 — сквозные шпильки; 5, 8 — ярмовые балки; 6, 7 — поперечные сечения ярма; 9 — опорная балка; 10 — бандаж; 11 — изоляционная трубка; 12 — изоляционная прокладка; 13 — тарельчатая пружина, 14 — изолирующая прокладка.

Трансформаторы мощностью 250 — 630 кВ•А выпускают с магнитопроводами бесшпилечной конструкции. Прессовку пластин стержней в этих трансформаторах производят посредством планок и клиньев, забиваемых между магнитопроводом и цилиндром. В последнее время промышленность изготовляем бссшпилсчныс трансформаторы мощностью 160 — 630 кВ•А с пространственным магнитопроводом (рис. 123, б). Магнитопровод такого трансформатора представляет собой жесткую конструкцию, вертикальные оси стержней 1 которой имеют пространственное расположение. Стальные листы стержня спрессованы бандажом 10 из изоляционного материала или стальной лентой с прокладкой изоляционного материала вместо шпилек. Верхнее и нижнее ярмо стягивают вертикальными стяжными шпильками 2 посредством гаек, под которые подкладывают тарельчатые пружины 13. Для изоляции шпилек от ярма используют изолирующие прокладки 14, а от стержней — изоляционные трубки 11. Вся конструкция магнитопровода крепится шпильками к опорным балкам 9.

Пространственный магнитопровод изготовляют стыковым вместо шихтованного, так как ярмо и стержни соединяют в магнитную цепь стыковкой. Для избежания замыкания между собой стали ярма и стержня между ними прокладывают изоляционную прокладку 12.

В ранее выпускаемых трансформаторах магнитопроводы стягивались горизонтальными шпильками, изолированными от стали магнитопровода и проходящими сквозь отверстия в пластинах.

Разборка магнитопровода заключается в следующем: отвертывают верхние гайки вертикальных шпилек и гайки горизонтальных шпилек, вынимают их из отверстий в ярме, снимают ярмовые балки и приступают к расшихтовке верхнего ярма магнитопровода, начиная с крайних пакетов по две-три пластины. Пластины складывают в той же последовательности, в какой извлекают из ярма, и связывают в пакеты.

В магнитопроводах, стянутых горизонтальными шпильками, часто повреждается изоляция шпилек, что приводит к замыканиям стальных пластин и вызывает сильный нагрев железа вихревыми токами. Во время ремонта магнитопровода такой конструкции изоляционную гильзу заменяют новой. При отсутствии запасных гильзу изготовляют из бакелитовой бумаги, наматывая ее на шпильку, пропитывают бакелитовым лаком и запекают. Изоляционные трубки для шпилек диаметром 12 — 25, 25 — 50 и 50 — 70 мм изготовляют с толщиной стенок 2 — 3, 3 — 4 и 5 — 6 мм соответственно. Нажимные изоляционные шайбы и прокладки для шпилек изготовляют из электротехнического картона толщиной 2 мм и более.

Восстановление нарушенной изоляции пластин магнитопровода начинают с кипячения листов в 10%-ном растворе едкого натра или в 20%-ном растворе тринатрийфосфата с последующей промывкой листов в горячей (50 — 60°С) проточной воде. После этого на подогретый до 120°С стальной лист тщательно наносят пульверизатором смесь из 90% лака № 202 горячей сушки и 10% чистого фильтрованного керосина. Можно использовать для изоляции пластин глифталевый лак № 1154 и растворители бензол и бензин. После нанесения слоя изоляции пластины сушат при 25 С в течение 7 ч. При больших объемах работ для лакировки пластин применяют специальные станки, а для запекания и сушки их — специальные печи.

При замене пришедших в негодность пластин используют изготовленные по образцам или шаблонам новые пластины стали. В этом случае раскрой листов выполняют так, чтобы шинная сторона пластин была вдоль направления проката ста-|и Отверстия для стяжных шпилек в пластинах делают штамповкой, а не сверлением. После изготовления пластины покрываю! изоляцией одним из вышеуказанных способов.

Шихтовку начинают с центрального пакета среднего стержня, закладывая пластины изолированной стороной внутрь ярма. Затем проводят шихтовку крайних пакетов, начиная с длинных пластин и не допуская перекрытия узких пластин стержней и зазоров в стыках. Отверстия в пластинах ярем должны точно совпадать с отверстиями в пластинах стержней. Пластины выравнивают ударами молотка по медной или алюминиевой шине. Хорошо сшихтованное ярмо не имеет зазоров между слоями пластин, пропусков, а также повреждений изоляции между пластинами в месте стыка.

После выравнивания верхнего ярма выполняют установку верхних ярмовых балок и прессовку с их помощью магнитопроиода и обмоток. Ярмовые балки в трансформаторах изолируют от пластин кольцеобразной шайбой из электрокартона толщииной 2-3 мм с прикрепленными по обеим сторонам подкладками.

С обеих сторон верхнего ярма устанавливают ярмовые балки в отверстия балок вводят четыре вертикальные стяжные шпильки с изолирующими трубками, на концы шпилек надевают картонные и стальные шайбы и затягивают гайками, Заземление вертикальных ярмовых балок проводят несколькими медными лужеными лентами.

На стяжных шпильках затягивают гайки, прессуя верхнее ярмо, и равномерно затягивают гайки вертикальных прессующих шпилек; прессуют обмотку, а затем окончательно опрессовывают верхнее ярмо. Измеряют сопротивление изоляции на шпильках мегаомметром, раскернивают гайки на шпильках, чтобы они не самоотвинчивались во время работы трансформатора.

Ремонт обмоток трансформатора

Обмотки силовых трансформаторов являются основным элементом активной части. В практике обмотки повреждаются значительно чаше других элементов трансформатора.

В зависимости от мощности и номинального напряжения в трансформаторах применяют различные конструкции обмоток. Так, в силовых трансформаторах мощностью до 630 кВ•А на низшем напряжении применяют главным образом одно- и двухслойные цилиндрические обмотки; мощностью до 630 кВ -А на высшем напряжении 6, 10 и 35 кВ применяют многослойные цилиндрические обмотки; мощностью 1000 кВ•А и более в качестве обмоток НН применяют винтовые обмотки. У винтовой обмотки ряды намотанных витков расположены так, что между ними образуются каналы для масла. Это улучшает условия охлаждения обмотки за счет потоков охлаждающего масла. Провода винтовой обмотки наматывают на бумажно-бакелитовые цилиндры или разрезные шаблоны с применением реек и прокладок из электротехнического картона, которые образуют вертикальные каналы вдоль внутренней поверхности обмотки, а также между ее витками. Винтовые обмотки обладают большой механической прочностью. Ремонт обмоток силовых трансформаторов может проводиться без расшихтовки или с расшихтовкой магнитопроводов.

Незначительную деформацию отдельных витков, повреждение небольших участков изоляции проводов, ослабление прессовки обмоток и т. д. устраняют без демонтажа активной части трансформатора.

При ремонте обмоток без их снятия деформированные витки обмоток выпрямляют ударами молотка по деревянной прокладке, наложенной на виток. При ремонте витковой изоляции без демонтажа обмоток используют маслостойкую лакоткань (марки ЛХСМ), которую накладывают на оголенный проводник витка. Проводник предварительно отжимают деревянным клином для удобства работы по изоляции витка. Ленту лакоткани наматывают внахлест с перекрытием предыдущего витка ленты на V2 часть ее ширины. На изолированный лакотканью виток накладывают общий бандаж из хлопчатобумажной ленты.

Подпрессовку ослабленных обмоток, конструкция которых не предусматривает прессующих колец, проводят с помощью дополнительных изолирующих прокладок из электротехнического картона или гетинакса. Для этого временно забивают деревянный клин в соседние ряды обмотки для ослабления плотности прокладок, обеспечивая таким образом вхождение забиваемой прессующей прокладки в ослабленном месте. Забивают прессующую прокладку и переходят к следующему месту. Эту работу проводят по всей окружности обмотки, забивая прокладки между ярмовой и дополнительной изоляцией.

Значительные повреждения обмоток (витковые замыкания, пробой изоляции обмоток на сталь магнитопровода или между обмотками ВН и НН и т. д.) устраняют после снятия обмоток.

Для демонтажа обмоток расшихтовывают магнитопровод трансформатора. Работу начинают с отвертывания верхних гаек вертикальных шпилек. Затем отвертывают гайки горизонтальных шпилек, извлекают из отверстия в ярме горизонтальные прессующие шпильки и снимают ярмовые балки. Одну из ярмовых балок предварительно маркируют условным обозначением (ВН или НН).

Расшихтовку пластин верхнего ярма магнитопровода начинают одновременно со стороны ВН и НН, вынимая по 2 — 3 пластины попеременно с крайних пакетов. Пластины укладывают в том же порядке, в каком они вынимались из ярма. и связывают в пакеты. Для предохранения пластин стержней магнитопровода от повреждения изоляции и рассыпания их связывают, продев кусок проволоки в отверстие для шпильки.

Демонтаж обмоток трансформаторов небольшой мощности производят вручную, а мощностью 630 кВ•А и выше — с помощью съемных приспособлений. Обмотку перед подъемом прочно обвязывают веревкой по всей длине и осторожно заводят под обмотку захваты приспособления.

Повреждённые катушки заменяют новыми. Если новая катушка при хранении могла увлажниться, то ее сушат в сушильной камере или инфракрасными лучами.

Медный провод вышедшей из строя катушки используют повторно. Для этого обжигают в печи изоляцию провода, промывают его в воде для удаления остатков изоляции, рихтуют и наматывают новую изоляцию. Для изоляции применяют кабельную или телефонную бумагу шириной 15 — 25 мм, навиваемую на провод в два или три слоя. Нижний слой накладывают встык, а верхний внахлестку с перекрытием предыдущего витка ленты на ½ или ¼ ее ширины. Полосы изолирующей ленты склеивают друг с другом бакелитовым лаком.

Часто для замены вышедшей из строя катушки изготавливают новую. Способ изготовления обмоток зависит от их типа и конструкции. Наиболее совершенной конструкцией является непрерывная обмотка, изготовляемая без разрывов. При изготовлении непрерывной обмотки провода наматывают на шаблон, обернутый листом электротехнического картона толщиной 0,5 мм. На цилиндре, установленном на обмоточном станке, укладывают рейки с дистанционными прокладками для образования каналов и закрепляют хлопчатобумажной лентой конец провода обмотки. Намотка витков непрерывной обмотки может производиться по ходу часовой стрелки (правого исполнения) и против хода часовой стрелки (левого исполнения). Включают станок и направляют провод обмотки равномерно по цилиндру. Переходы из одной катушки в другую при намотке определяют по расчетной записке и выполняют их в промежутке между одними и теми же двумя рейками. Места переходов проводов дополнительно изолируют коробочками из электротехнического картона, закрепленными хлопчатобумажной лентой. После окончания намотки делают отводы (наружные и внутренние), располагая их в соответствии с чертежами, и изолируют их. На торцах катушки устанавливают изоляционные опорные кольца и снимают ее со станка. Катушку стягивают металлическими плитами посредством стяжных шпилек и направляют на сушку в сушильную камеру.

Схема алгоритма и технологическая карта на изготовление многослойной обмотки ВН трансформатора мощностью 160 кВ•А напряжением 10/04 кВ приведены ниже.

Технологическая карта изготовления обмотки

№ п/п	Порядок изготовления обмотки	Инструмент, материал
1.	Подготовить бакелитовый цилиндр, для чего проверить состояние его и размеры, укрепить на станке. При отсутствии готового — изготовить цилиндр из электрокартона длиной более длины обмотки на 32 мм	Измерительная линейка Электрокартон ЭМЦ толщиной 1,5 — 2 мм
2.	Подготовить изоляционный материал для межслоевой изоляции. Для изготовления послоевой изоляции используют электрокартон толщиной, равной диаметру провода (или толщине витка); готовую изоляцию обматывают телефонной бумагой.	Ножницы, кабельная бумага (0,1 м), электрокартон ЭМЦ (0,5 мм) телефонная бумага (0,05 мм)
3.	Установить катушку с проводом на вертушку, отрегулировать натяжение провода.	Вертушка, обмоточный провод ПБ диаметром 1,45/1,75.
4.	Установить торцевой уравнительный поясок на цилиндр вплотную к щеке шаблона. Изогнуть вывод провода под прямым углом.	Ленты (киперная, лакоткань).
	Изолировать вывод и закрепить.
	Продеть отвод через вырез в шаблоне и закрепить шаблон на планшайбе обмоточного станка.	Молоток, фибровый клин.
	Намотать один слой катушки, уплотняя витки ее в осевом направлении клином.	Кабельная бумага 0,1 мм.
	Обернуть первый слой обмотки слоями кабельной бумаги.
5.	Намотать поочередно слои обмотки. Каждый переход из слоя в слой должен отставать на одну треть окружности. В конце каждого слоя (за 2 — 3 витка до конца) устанавливают уравнительный поясок (как в 4). Между слоями устанавливают в соответствии с расчетной запиской буковые планки.	Ручные ножницы по металлу. Буковые планки с коробочками из электрокартона.
	При выполнении отводов на буковых планках согласно расчетной записке отмечаются места выхода отводов.
6.	Выполнить отводы в соответствии с расчетной запиской. Сечение отводов должно быть не менее 1,5 — 2 сечения обмоточного провода при диаметре его до 1 мм и 1,2—1,25 —при диаметре его более 1 мм.
	Изолировать конец катушки лентой вполуперекрытие слоев.
	Продеть конец катушки в ленточную петлю и затянуть ее. Конец ленты отрезать.
	Наложить кабельную бумагу вполуперекрытие слоев на верхний слой обмотки.
	Зачистить изоляцию на концах обмотки.
7.	Снять обмотку со станка.	Молоток.
	Связать обмотку в осевом направлении в 3 — 4 местах лентой.
	Закрепить в связанных местах прокладками из электрокартона.
8.	Пропитать обмотку в лаке не менее 15 мин и дать стечь лаку (15 — 20 мин).	Установка для пропитки и сушки. Глифтелевый лак ГФ-95. 1
	Просушить обмотку при температуре 100°С 5 — 6 часов.
	Запечь лак обмотки при температуре 85 — 90 °С в течение 18 — 20 ч с продувкой горячим воздухом.
	Вынуть из печи и остудить обмотку.

Обмотку сушат при температуре около 100 °С в течение 15 — 20 ч в зависимости от объема катушки, степени увлажнения изоляции, температуры сушки и т. д. Затем ее прессуют, пропитывают при температуре 60 — 80 °С лаком марки ТФ-95 и запекают при температуре 100°С в течение 10—12 ч. Запекают обмотку в два этапа — сначала с температурой несколько меньшей сушат пропитанную обмотку для удаления растворителей, оставшихся в изоляции, а затем повышают температуру для запечки обмотки. Сушка и запечка обмотки повышают электрическую прочность изоляции и механическую прочность катушки, придают ей необходимую монолитность.

Рис. 124. Станок для намотки обмоток трансформатора:
1 — электродвигатель; 2 — корпус; 3 — ременная передача; 4 — счетчик витков; 5 — муфта сцепления; 6 — шпиндель; 7 — текстолитовый диск; 8 — гайка; 9 — шаблон; 10 — управляющая педаль.

Для изготовления обмоток применяют различные станки. Консольный станок для намотки обмоток трансформаторов небольшой и средней мощности (до 630 кВ•А) (рис. 124) состоит из шаблона с двумя деревянными встречными клиньями 9, зажатыми текстолитовыми дисками 7 и закрепленными гайками 8. Шаблон устанавливают на шпинделе 6, который вращается от электродвигателя 1 через ременную передачу 3. Для учета числа витков провода станок имеет счетчик витков 4. Готовую обмотку снимают с шаблона после отвертывания гайки 8, удаления правого диска и разведения клиньев 9 шаблона. Станок управляется педалью 10, соединенной с муфтой сцепления 5.

Рис. 125. Изоляция магнитопровода (а) и расклиновка обмоток (в) при монтаже обмоток трансформатора:
1 — ярмовая изоляция; 2 — цилиндр из электрокартона; 3 — круглые стержни; 4 — планки; 5 — надставка.

Обмотки насаживают на стержни магнитопровода, предварительно плотно стянутые киперной лентой (рис. 125). Насаженные на магнитопровод обмотки расклинивают с помощью буковых планок и стержней, предварительно проложив между обмотками ВН и НН два слоя из электрокартона. Натертые парафином буковые планки сначала вставляют между обертками на глубину 30 — 40 мм, а затем забивают поочередно противоположно расположенными парами (рис. 125, б). Для сохранения цилиндрической формы обмоток вначале забивают круглые стержни 3, а затем планки 4 молотком с помощью деревянной надставки 5, избегая раскола концов стержней или планок.

Таким же способом расклинивают обмотку НН на стержне круглыми деревянными шпильками, забивая их по всей окружности обмотки между цилиндром и ступенями стержня магнитопровода.

После окончания расклиновки обмоток устанавливают верхнюю ярмовую изоляцию и шихтуют верхнее ярмо магнитопровода.

В трансформаторах небольшой мощности для соединения обмоток с контактами переключателя и стержнями вводов концы проводов тщательно зачищают на длине 15 — 30 мм (в зависимости от их сечения), накладывают их друг на друга, соединяют скобкой из луженой медной ленты толщиной 0,25 — 0,4 мм или бандажом из луженой медной проволоки толщиной 0,5 мм и пропаивают припоем ПОС-30, применяя в качестве флюса канифоль или буру.

В трансформаторах большой мощности для соединений концов обмоток и присоединения их к отводам применяют медно-фосфорный припой с температурой плавления 715°С. Место пайки очищают, изолируют бумагой и лакотканью шириной до 25 мм и покрывают лаком ГФ-95. Отводы обмоток выполняют с демпфером на конце для предохранения провода от обрыва. Отводы обмоток ВН на всей длине покрывают лаком ГФ-95.

Изоляционные детали сердечника трансформатора состоят из картона, бумаги, дерева. Эти материалы являются гигроскопичными и впитывают влагу из окружающего воздуха, снижая свои электроизоляционные свойства. Для высокой электрической прочности изоляции сердечника его сушат в печах в специальных шкафах, воздуходувкой и др.

Наиболее часто применяемым на практике является способ сушки в собственном баке с подогревом: при прохождении переменного тока по специальной обмотке, наложенной на теплоизолированную поверхность бака, образуется сильное магнитное поле, которое замыкается через сталь бака и нагревает его.

Сушат трансформаторы в баке без масла (для ускорения процесса сушки активной части и сохранения качества масла и изоляции обмоток). Намагничивающая обмотка, размещенная на баке, нагревает бак. Витки обмотки располагают на баке таким образом, чтобы в нижней части бака их было не менее 60 % обмотки. На время прогрева утепляют также и крышку бака. Увеличение температуры регулируется изменением числа витков обмотки, не допуская при этом увеличения температуры обмоток выше 100°С, а бака выше 110—120°С.

Показателем окончания сушки является установившееся значение сопротивления изоляции обмоток в течение 6 ч при постоянной температуре не ниже 80°С. После окончания сушки и снижения температуры обмоток до 75 —80 °С бак трансформатора заполняют сухим маслом.

Ремонт бака трансформатора

Внутреннюю поверхность бака очищают металлическим скребком и промывают отработавшим трансформаторным маслом. Вмятины нагревают пламенем газовой горелки и выправляют ударами молотка. Трещины на ребре и стенке корпуса заваривают газовой сваркой, а в трубе — электросваркой. Для проверки качества сварки наружную сторону шва зачищают и покрывают мелом, а изнутри смачивают керосином (при наличии трещин мел смачивается керосином и темнеет). Герметичность корпуса проверяют заливкой бака отработавшим маслом на 1 ч при температуре не ниже 10°С.

Перед заваркой трещины на ее концах просверливают сквозные отверстия диаметром в несколько миллиметров. Снимают фаски кромок трещины и заваривают ее электросваркой. Плотность шва контролируют с помощью керосина. Неплотные швы вырубают и заваривают вновь.

Ремонт расширителя

При ремонте расширителя проверяют целость стеклянной трубки маслоуказателя, состояние уплотняющих прокладок. Неисправное плоское стекло или стеклянная трубка маслоуказателя заменяются. Потерявшие упругость резиновые прокладки и уплотнения меняют на новые, изготовленные из маслостойкой резины. Со дна расширителя удаляют осадок и промывают его чистым маслом. Пробку притирают мелким абразивным порошком. Сальниковую набивку заменяют новой, которую готовят из асбестового шнура, пропитанного в смеси из жира, парафина и графитового порошка.

Проверяют прочность и герметичность крепления стеклянной диафрагмы у предохранительной трубы; внутреннюю часть трубы очищают от грязи и промывают чистым трансформаторным маслом.

При ремонте трансформаторов особое внимание обращают на сохранность изоляторов и армировку вводов. Сколы площадью до 3 см² или царапины глубиной до 0,5 мм промывают ацетоном и покрывают двумя слоями бакелитового лака, просушивая каждый слой в сушильном шкафу при температуре 50 —60°С.

Ремонт армировочных швов

Армировочные швы ремонтируют следующим образом: расчищают зубилом поврежденный участок шва и заливают его новым цементирующим составом. При разрушении армировочного шва более 30 % — ввод заменяют полностью. Цементирующий состав на порцию одного ввода приготовляют из смеси, состоящей (по массе) из 140 частей магнезита, 70 частей фарфорового порошка и 170 частей раствора хлористого магния. Этот состав используют в течение 20 мин. После отверждения замазки шов зачищают и покрывают нитроэмалью 624С.

Чистка термосифонного фильтра

Термосифонный фильтр очищают от старого сорбента, промывают внутреннюю полость трансформаторным маслом, заполняют новым поглощающим веществом и присоединяют к баку трансформатора на фланцах.

Ремонт переключателя

Ремонт переключателя заключается в устранении дефектов контактных соединений, изолирующих трубок цилиндров и уплотняющих устройств. Контакты зачищают, промывают ацетоном и трансформаторным маслом. Обгоревшие и оплавленные контакты опиливают напильником. Разрушенные и выгоревшие контакты заменяют новыми. Небольшие повреждения изоляции трубки или цилиндра восстанавливают двумя слоями бакелитового лака. Ослабленные места присоединения отводов обмоток запаивают припоем ПОС-30.

Отремонтированный переключатель собирают, протирают ветошью место установки, осматривают сальниковое уплотнение, ставят на место рукоятку переключателя и затягивают шпильки. Качество работы переключателя проверяют переключением его положений. Переключения должны быть четкими, а фиксирующие шпильки во всех положениях должны полностью входить в свои гнезда.

Проверка работы переключающего устройства для регулирования напряжения под нагрузкой состоит в определении правильности последовательной работы подвижных контактов а и б переключателя и контакторов К1 и К2. Нарушение последовательности работы этих элементов переключающего устройства может привести к серьезным повреждениям трансформатора и аварии в электрической сети.

Сборка трансформатора

Сборку трансформатора без расширителя, вводы которого расположены на стенках бака, начинают с опускания активной части в бак, затем устанавливают вводы, присоединяют отводы от обмоток к ним и переключателю и устанавливают крышку бака. Крышки трансформаторов небольшой мощности устанавливают на подъемных шпильках активной части, комплектуют необходимыми деталями, а в более мощных — в собранном виде устанавливают отдельно. Во время сборки следят за правильностью установки уплотняющих прокладок и затяжкой крепежных гаек. Длину подъемных шпилек регулируют так, чтобы выемная часть магнитопровода и крышка правильно располагались на своих местах. Предварительно определяют необходимую длину подъемных шпилек деревянной рейкой. Длину шпилек регулируют перемещением гайки.

Активную часть трансформатора с помощью подъемных устройств опускают в бак с уплотняющей прокладкой из маслостойкой листовой резины (рис. 126).

Рис. 126. Стык прокладки (а) и способы установки прокладки (и) при герметизации бака маслостойкой резиновой прокладкой:
1 — стенка бака; 2 — ограничитель; 3 — крышка бака; 4 — прокладка; 5 — рама бака.

На крышке бака устанавливают кронштейны для крепления на них расширителя с маслоуказателем, предохранительную трубу, привод переключателя, газовое реле и пробивной предохранитель.

Трансформатор заливают сухим трансформаторным маслом до требуемого уровня по маслоуказателю расширителя, проверяют герметичность арматуры и деталей, а также отсутствие течи масла из соединений и швов.

Как проводят ремонт силовых трансформаторов?

Трансформатор силового типа является сложным оборудованием, которое требует периодического техобслуживания. Это позволяет обеспечить его стабильную работу длительное время. Капитальный и «текущий ремонт силовых трансформаторов» выполняется с определённой периодичностью и по установленной схеме. Также производятся «межремонтные испытания силового трансформатора». Особенности проведения обслуживания и ремонта представленных агрегатов будут рассмотрены далее.

Разновидности

Существует несколько разновидностей ремонта силового оборудования. Если требуется произвести обслуживание габаритного прибора высокой мощности, например, 1600 кВА, 2500 кВА, 6300 кВА и т. д., без особых навыков не обойтись. Специальное оборудование может осмотреть и устранить неисправности только квалифицированный профессионал.

Различают следующие виды ремонта:

1. Техобслуживание. Производится по установленному нормативами графику. При этом работа аппаратуры не прекращается.
2. Текущий ремонт силового трансформатора. Требует отключения аппарата от сети. Относится к профилактическим действиям.
3. Капитальный ремонт трансформаторов. Применяются меры по устранению неисправностей, возникших во время работы агрегата, а также при устаревании, износе системы. После 10–15 лет работы установки её необходимо реконструировать.

Помимо представленных действий производятся межремонтные и «послеремонтные испытания». Для устройств с мощностью более 110 кВ первое капитальное обслуживание требуется спустя 12 лет после начала эксплуатации. Для других разновидностей подобные действия совершаются по результатам испытаний и общему состоянию.

Техосмотр «силовых масляных трансформаторов» и агрегатов с масляной системой охлаждения типа «ТСЗМ», «ТСЗН» и прочих разновидностей, которые имеют в своём составе регулировочные элементы (РПН), необходим раз в год. Для устройств без системы РПН представленный тип обслуживания производится раз в два года.

Для прочих видов техобслуживание требуется не реже, чем раз в четыре года. Существуют и специальные инструкции. Их применяют в местах повышенного загрязнения.

Межремонтные испытания выполняются в соответствии с правилами, установленными ППР(проект производства работ).

Техобслуживание

Процесс техобслуживания выполняется с определённой периодичностью. Процедура чётко регламентируется. Она включает в себя несколько обязательных этапов:

• Осмотр «трансформаторного» устройства снаружи, определение возможных неисправностей и повреждений корпуса.
• Чистка бака, изоляторов.
• Устранение грязевых отложений в расширителе.
• Доливается «масло» (при необходимости), изучают состояние указателя уровня охладительной жидкости.
• Осматриваются фильтры термосифонного типа. При необходимости в них меняется сорбент.
• Оценивается состояние циркуляционных труб, предохранителя, уплотнителей, сварных швов.
• Для устройства с масляной системой охлаждения отбираются пробы внутренней жидкости.
• Производятся «испытания силовых трансформаторов», измерения основных показателей их работы.

По определённой технологии выполняется оценка состояния установки после проведения техобслуживания.

Текущий ремонт с сухим типом охлаждения

Оборудование с сухим типом охлаждения имеет литую изоляцию. Оно простое в применении, не капризно. Техобслуживание подобного прибора выполняется по установленному регламенту. Его пункты зависят от условий окружающей среды и эксплуатации. Процесс выполняется по следующей схеме:

1. Раз в полгода нужно проверять охладительную систему. Если в конструкции установлены вентиляторы (принудительная вентиляция), качество их работы необходимо оценить. Важно определить работоспособность температурного контроллера.
2. Поверхность прибора очищается от различных загрязнений. Эту процедуру проводят раз в квартал или полгода. Если окружающая среда имеет высокий уровень загрязнённости, очистку проводят чаще.
3. Раз в год исследуется корпус на наличие трещин. При необходимости их следует сразу же устранить.
4. Проверяется целостность изоляции, защиты металлических элементов конструкции. Осмотр выполняется раз в год.
5. Фиксация обмотки должна быть крепкой. Её проверяют при техосмотре. Если будут выявлены повреждения в обмотке литого вида, её полностью меняют.

Уход за сухим типом устройств требует меньше сил и времени. Это объясняется отсутствием в системе жидкости, состояние которой нужно постоянно контролировать. Масляные разновидности необходимо исследовать тщательнее.

Текущий ремонт с масляным типом охлаждения

Сложность проведения текущего устранения неисправностей прибора с масляной системой охлаждения зависит от сложности его конструкции и особенностей эксплуатации. В состав входит бак, заполненный маслом. Этот конструкционный элемент требует особого внимания. Техобслуживание проводится по следующей схеме:

1. Процесс выполняется без транспортировки агрегата, на месте его монтажа.
2. Корпус осматривается, выявляются внешние дефекты.
3. Мелкие неисправности в арматуре, охладительной системе и в навесных узлах устраняются.
4. Крепления затягиваются потуже. Если есть течь, её необходимо заделать. Доливается масло.
5. В термосифонном фильтре меняется силикагель.
6. Корпус очищается от загрязнений.
7. Замеряется сопротивление изоляционного материала на обмотках.

Видео: Текущий ремонт силового трансформатора 35 кВ

Перечисленные действия выполняются в течение 1–2 дней. При этом рабочая часть трансформатора не затрагивается.

Капитальный ремонт

Капитальные ремонты силовых трансформаторов включают в себя весь перечень работ текущего обслуживания, а также устранение возможных неисправностей «обмоток», сердечника, переключателей. В процессе проведения этой процедуры осматриваются соединения обмоток на выводах и местах контакта с переключателем напряжения. Исследуется состояние бака с маслом, трубопроводы, расширители, выводы.

В России капитальный вид обслуживания может быть глубоким или предполагает проведение вскрытия масляного бака. Это сложная процедура, которую должны производить подготовленные специалисты.

Видео: Капитальный ремонт трансформатора 110 кВ

Глубокий капитальный ремонт

При проведении капитального восстановления оборудование отключается от сети. Если требуется провести глубокое обслуживание, предпринимается ряд последовательных действий:

1. Открывается корпус установки.
2. Активная часть приподнимается.
3. От магнитопривода отсоединяются обмотки.
4. Катушки перематываются в соответствии с особенностями конструкции.
5. Главная изоляция восстанавливается или полностью заменяется.
6. Настраивается функционирование магнитной системы.
7. Подлежат замене или восстановлению отводы, вводы, охладители и переключатели, вентиляторы, насосы для масла и его запирающая арматура.

Это сложный процесс, требующий высокой квалификации мастера, независимо от типа прибора. В некоторых случаях потребуется вскрывать масляный бак. Для этого после проведения перечисленных выше действий, необходимо просушить рабочую часть. Бак исследуют на специальной площадке. При этом питание должно быть полностью отключённым.

Профилактические испытания

Испытания работы техники после профилактики также проходит ряд последовательных этапов. В первую очередь изучаются условия для включения прибора. Измеряются «обмоточные» сопротивления. Далее измеряется отклонение диэлектрических потерь изоляции катушек.

На следующем этапе определяется правильность работы аппаратуры при подключении к промышленной частоте повышенной мощности. Исследуется сопротивление обмоток при постоянном токе. Проверяется коэффициент трансформации.

Если агрегат относится к трехфазному типу, проверяется группа его соединений. При проведении испытаний однофазных приборов измеряется их полярность. Исследуются показатели тока, потери на холостом ходу.

Затем проверяется переключатель, бак и радиаторы, охлаждающие устройства, индикатор. Проводятся испытания вводов и встроенных токов.

Аварийные ситуации

В некоторых случаях осмотр может быть проведён в аварийной ситуации. Она может возникнуть при определении внутри корпуса сильного потрескивания или неравномерного шума. Оборудование требует проведения внепланового осмотра при ненормальном уровне нагрева. Он может постепенно увеличиваться.

В некоторых случаях происходит выброс масла, его течи (понижается уровень жидкости ниже допустимого значения), разрушаются диафрагмы расширительных труб. В этом случае установка не может нормально функционировать. Требуется выполнить её аварийное восстановление.

После проведения техобслуживания или в процессе испытаний могут быть взяты пробы масла. Если качество вещества оказывается неудовлетворительным, питание отключается. Выполняется аварийная замена жидкости.

Ненормальное гудение

Если внутри корпуса определяется ненормальное гудение, причин такому состоянию может быть несколько. Его вызывает ослабление болтов крышки или других деталей. Их потребуется подтянуть.

При повышенном напряжении в сети может появиться шум. Чтобы его устранить потребуется переставить переключатель в правильное положение. При нарушении прессовки на стыках внутри магнитопровода появляется гудение. Сердечник потребуется перепрессовать. Если крайние листы магнитопровода начинают вибрировать, можно услышать шум. Их нужно расклинить.

Гудение также вызывает перегрузка оборудования (её необходимо снизить), неравномерная загрузка фаз или замыкание между ними или витками обмоток.

Помимо перечисленных неисправностей могут появиться обрывы в витках катушек при их некачественном соединении. Если подобная ситуация определяется в первичной обмотке, произойдёт изменение вторичного напряжения.

Чтобы определить объем работ в аварийной ситуации, производится процесс дефектации трансформатора. Это позволяет установить степень тяжести и характер повреждений. На основе проведённого анализа устанавливается потребность в материалах, приспособлениях и инструментах, необходимых для проведения устранения неисправностей.

Силовые трансформаторы, как и любая техника, нуждается в периодическом обслуживании. Чтобы не возникла необходимость проводить устранение неисправностей в аварийном режиме, периодически проводятся техосмотры и комплекс капитальных мероприятий по восстановлению элементов системы.

РЕМОНТ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

СРОКИ И ОБЪЕМЫ ТЕКУЩИХ И КАПИТАЛЬНЫХ РЕМОНТОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Текущий ремонт трансформаторов выполняют на месте их установки. Текущие ремонты трансформаторов с их отключением, но без выемки сердечника проводят по мере необходимости, но не реже одного раза в три года, а для трансформаторов 35/6. 10 кВ — не реже одного раза в год. В объем текущего ремонта трансформаторов с обязательным их отключением входят все операции наружного осмотра и устранение неисправностей, а также чистка и окраска бака, ремонт пробивных предохранителей в трансформаторах с изолированной нейтралью, ремонт и замена заземляющих проводников, маслоуказательных устройств, контактов и соединений. Сливают отстой из расширителя, доливают масло, подтягивают болты уплотнений, измеряют сопротивление изоляции и определяют электрическую прочность масла.

Капитальный ремонт трансформатора в каждом конкретном случае специфичен и его объем определяется видом и степенью повреждения. Часто капитальный ремонт является восстановительным, включает замену (перемотку) обмоток трансформатора и ряд других подобных операций и таким образом приближается по объему работ к изготовлению трансформатора. Выполняют капитальные ремонты на электроремонтных предприятиях.

На электростанциях и понизительных подстанциях капитальный ремонт трансформаторов напряжением 35 кВ с выемкой сердечника делают первый раз через шесть лет после ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформатора. Однако в зависимости от типа трансформатора, условий транспортировки, монтажа и эксплуатации сроки текущих и капитальных ремонтов могут быть изменены. Установлены следующие интервалы между капитальными ремонтами трансформаторов I и II габаритов:

• 1) новых — 6. 8 лет;
• 2) с частичной герметизацией и защитой масла после капитального ремонта (включая случаи установки расширителей и термосифонных фильтров при ремонте) — 4. 5 лет;
• 3) прошедших восстановительный капитальный ремонт (без герметизации и защиты масла) — 2. 3 года.

Трансформатор, принимая его в ремонт, осматривают, определяют наличие и качество масла (проводят испытания на пробой и сокращенный химический анализ), знакомятся с эксплуатационно-технической документацией о работе и неисправностях трансформатора в период эксплуатации и с техническими условиями на ремонт, предъявленными заказчиком.

При приеме в ремонт трансформатора оформляют приемо-сдаточный акт. Открывают заказ и карту (формуляр) ремонта или ведомость дефектов, куда записывают номер заказа, паспортные данные трансформатора, требования заказчика, неисправности, обнаруженные при осмотре и в процессе разборки. На основании этих данных определяют объем ремонта.

В ряде случаев для определения повреждений на месте разборки или на испытательной станции предприятия проводят необходимые испытания.

Последовательность разборки. Прежде чем приступить к разборке, трансформатор очищают от пыли и грязи ветошью, смоченной в керосине. Разборку ведут только в закрытом помещении, защищая выемную часть от загрязнения и влаги. Вначале освобождают крышку бака от болтов. Затем сливают трансформаторное масло до уровня ниже уплотняющей прокладки крышки при наличии расширителя или ниже выводов в трансформаторах без расширителей. Для подъема выемной части используют таль или краны. Стропы крепят к специальным рым-болтам на крышке бака. Рым-болты должны быть плотно завинчены. Угол между стропами и вертикалью не должен превышать 30°, в противном случае нужно ставить распорки между стропами.

Выемную часть трансформатора можно поднимать только в том случае, если ее температура (определяемая по температуре масла) не более чем на 5 °С ниже температуры помещения. Иначе на холодном сердечнике будет конденсироваться влага, содержащаяся в теплом помещении, что приведет к увлажнению изоляции трансформатора и необходимости последующей его сушки. Во избежание этого рекомендуется трансформаторы мощностью до 1000 кВ • А перед разборкой выдерживать в помещении не менее 24 ч.

Поднимая выемную часть, ее необходимо осмотреть и промыть струей масла для освобождения обмоток и сердечника от грязи и шлама. Параллельно с этим осматривают, чистят и ремонтируют бак, расширитель, заменяют уплотнители и т. п. Выемную часть разбирают в такой последовательности: отсоединяют крышку бака, отвинчивают подъемные штанги, распаивают выводы обмоток, снимают крепежные шпильки верхнего ярма, ярмо расшихтовывают (разбирают), стержни магнитопровода через отверстия для шпилек связывают кипсрной лентой. После этого определяют необходимость дальнейшей разборки.

При выполнении ремонта трансформаторов следует ограничиваться минимально необходимой разборкой, чтобы избежать лишнего объема работ и не повредить при разборке исправные элементы выемной части. Разбирая трансформатор, рекомендуется делать эскизы схем соединения, узлов и т. п., чтобы упростить в дальнейшем процесс сборки. Разборку нужно вести осторожно, сохраняя все исправные элементы, чтобы использовать их при ремонте. Детали следует хранить на стеллажах, для каждого трансформатора отдельно.

Листы ярма хранят в пакетах, чтобы избежать коррозии. Ответственные детали во избежание увлажнения погружают в масляные ванны. На все демонтированные детали вешают бирки с указанием номера заказа.

Дефектация трансформатора. Наиболее трудоемкий процесс при ремонте — оценка состояния изоляции трансформатора. Новая изоляция может иметь низкое сопротивление только из-за увлажнения, а старая может иметь большое сопротивление, но быть механически непрочной и рассыпаться при малейшем воздействии на нее. О качестйе изоляции судят и по сопротивлению, и по ее механической прочности. Например, полоску электрокартона, вырезанную из главной изоляции ярма, сгибают пальцами под прямым углом и затем свободно складывают вдвое без сдавливания места сгиба. Если при полном сгибе вдвое электрокартон не ломается, изоляция хорошая (свежая); если при полном сгибе образуются трещины, изоляция удовлетворительная; если электрокартон при этом ломается, изоляция ограниченно годная; если при сгибе до прямого угла электрокартон ломается, изоляция негодная.

После разборки проводят окончательную дефектацию трансформатора, заполняют ведомость и определяют объем предстоящего ремонта. В трансформаторе может быть три повреждения электрических цепей: обрыв в обмотке или в обмотках, замыкание между обмотками или между обмотками и баком и межвитковое замыкание. Все эти повреждения легко определить известными методами: мегаомметра или контрольной лампы, симметрии токов или напряжений и методом м илл и вол ьтметра.

У трансформаторов могут быть и другие повреждения: деформация обмоток, пробои и перекрытия из-за грозовых и коммутационных перенапряжений, замыкание листов сердечника между собой, так называемый «пожар» в стали, обрыв заземляющего устройства магнито- провода, ненормальное гудение магнито про вода и повреждения бака.

«Пожар» в стали может возникнуть в результате замыкания шпильки, прессующей магнитолровод, с листами магнитолровода. Такое замыкание может возникнуть при транспортировке трансформатора из-за дефектов изготовления и монтажа шпильки и старения ее изоляции. Кроме того, «пожар» в стали может возникнуть вследствие разрушения межлистовой изоляции и замыкания листов стали магнитопро- вода между собой (из-за ухудшения прессовки стали). «Пожар» в стали приводит к потемнению масла, снижению температуры его вспышки, появлению шлама. В практике такое повреждение можно определить при помощи опыта холостого хода трансформатора.

При обрыве заземляющего устройства между магнитопроводом и баком появляется треск внутри трансформатора, нарушающий его равномерный гул. Этот треск вызван появлением статических зарядов на маг- нитопроводе и переходом их на заземленный бак трансформатора.

Ненормальное гудение трансформатора вызывается рядом причин: повышенным напряжением сети, перегрузкой, асимметрией токов по фазам, недостаточной прессовкой магнитопровода и т. п.

Последовательность сборки трансформатора. Трансформатор собирают в обратной последовательности по сравнению с разборкой. Если выемная часть трансформатора перед сборкой находилась вне масляной среды не более 12 ч при относительной влажности воздуха не более 75 %, ее можно не сушить.

Собранный трансформатор заливают чистым сухим маслом вначале через пробку в крышке бака, а затем через пробку расширителя. При этом температура масла должна равняться температуре выемной части.

Обмотки трансформаторов выполняют цилиндрическими одно- и двухслойными на стороне низшего напряжения (НН) и цилиндрическими многослойными на стороне высшего напряжения (ВН).

Для обмотки ВН применяют провод круглого сечения, который может иметь изоляцию из кабельной бумаги, эмалевую или комбинированную, например провод ПЭЛБО. Ремонт обмотки состоит практически в ее намотке. Из нового или восстановленного провода наматывают новую катушку, размеры которой должны полностью соответствовать размерам старой. Восстанавливают провод только с волокнистой или бумажной изоляцией. Для намотки катушек применяют универсальные (рис. 16.1) и индивидуальные (рис. 16.2) раздвижные шаблоны. Диаметр шаблона соответствует внутреннему диаметру наматываемой катушки. Катушки наматывают на специальных намоточных или на обычных токарных станках.

Провод обмотки НН обычно имеет прямоугольное сечение, его изолируют кабельной бумагой (провод ПБ) или кабельной бумагой с хлопчатобумажной оплеткой (ПББО).

Рис. 16.1. Универсальный шаблон для намотки катушек трансформаторов:

• 1 — цилиндр;2— фланец;3— дистанционная рейка;4— стяжной болт
• 5

Рис. 16.2. Индивидуальный шаблон для намотки катушек трансформаторов:

1 — разрез для съема обмоток; 2— отверстие для вала; 3 — прорезь для ведущей планшайбы; 4 — уголки для крепления диска; 5 — упорный диск; 6 — отверстие для закрепления отвода обмотки; 7 — шаблон

Катушку НН наматывают следующим образом. На шаблон накладывают слой пропитанной трансформаторным маслом кабельной бумаги, а затем два слоя электрокартона толщиной 0,5 мм, шириной, равной высоте будущей катушки. Выводной конец катушки закрепляют в щеке шаблона. Для придания катушке необходимой жесткости нужно обеспечить перпендикулярность ее торцевой части к осевой линии. Для этого на первом витке при помощи киперной ленты закрепляют уравнительный поясок из электрокартона. Толщина пояска равна толщине изолированного провода, ширина в начале его составляет 2. 3 мм, а в конце равна высоте изолированного провода, длина пояска равна длине витка катушки. Для придания жесткости катушке первые несколько витков крепят друг к другу киперной лентой (рис. 16.3).

Рис. 16.3. Схема баидажирования катушки трансформатора:

1 — витки обмотки; 2 — кипериая лента

Катушку НН наматывают на станке, а соответствующий натяг и укладку витка к витку осуществляют вручную. Деревянным молотком витки подколачивают один к другому. Уравнительный поясок крепят и на последнем витке катушки. Бандажируют катушку киперной лентой.

Катушки ВН наматывают также на станках, причем их можно наматывать на изоляционный цилиндр (жесткий цилиндр или гильзу) или на обмотку НН. При этом на обмотку НН накладывают промежуточные рейки, надевают цилиндр и затем на цилиндр наматывают катушку ВН или на катушку НН надевают промежуточные и временные (по числу основных) рейки; на рейки наматывают несколько слоев электрокартона, а затем обмотку ВН.

После намотки катушки ВН временные рейки вынимают, так как они служат только для предохранения от деформаций гибкого изоляционного цилиндра. Для придания катушкам ВН жесткости перед первым витком и после последнего на катушку наматывают торцевые пояски. Поясок закрепляют телефонной или тонкой кабельной бумагой, которая хомутиком охватывает поясок по всей его длине.

Готовые катушки ВН и НН проверяют перед пропиткой на соответствие фактических размеров, сечения и числа витков расчетным данным. Число витков проверяют путем определения коэффициента трансформации на магнитопроводе с раздвижным ярмом и эталонными катушками.

Пропитку обмоток трансформаторов осуществляют следующим образом. Перед пропиткой катушки сушат при температуре около 105 °С в течение нескольких часов. Продолжительность сушки находится в прямой зависимости от размеров обмоток. После остывания катушек до температуры 50. 60 °С их опускают в ванны с пропиточным лаком. Для пропитки катушек масляных трансформаторов применяют маслостойкие бакелитовый и глифталевый лаки. Глифталевый лак более качествен и теплостоек, чем бакелитовый. Пропитка заканчивается после того, как прекратится выделение пузырьков из лака; обычно для пропитки достаточно 15. 20 мин. После пропитки катушки вынимают из лака, ставят на решетки, чтобы дать возможность стечь излишкам лака. Затем их вновь подвергают сушке. Высушенные катушки отправляют на сборку трансформатора.

Типовая номенклатура работ по ремонту силовых трансформаторов

В объем ТО силовых трансформаторов входят очередные и внеочередные осмотры.

Очередные осмотры трансформаторов (без их отключения) производятся в следующие сроки:

В зависимости от местных условий, конструкции и состояния силовых трансформаторов указанные сроки осмотров трансформаторов без отключения могут быть изменены лицом, ответственным за электрохозяйство.

Внеочередные осмотры трансформаторов производятся:

Типовая номенклатура ремонтных работ при текущем ремонте

При текущем ремонте выполняются в полном объеме операции ТО, а также следующие работы:

Одновременно с текущим ремонтом трансформаторов проводится текущий ремонт вводов.

Типовая номенклатура ремонтных работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте выполняются все операции текущего ремонта, а также следующие работы:

Указания по ремонту приведены для силовых трансформаторов общепромышленного назначения напряжением до 35 кВ мощностью до 16 000 кВ·А, трансформаторов для питания преобразователей и электропечей, трансформаторов сухих; автотрансформаторов мощностью до 250 кВ·А, стабилизаторов напряжения на 220–380 В мощностью до 100 кВ·А; комплектных трансформаторных подстанций напряжением до 10 кВ мощностью до 1000 кВ·А.

Эксплуатация и ремонт перечисленного оборудования должны удовлетворять требованиям ПТЭ и ППБ.

Для обеспечения безопасности проведения работ при ТО и ремонте силовых трансформаторов персонал, привлекаемый для этих целей, должен иметь квалификационную группу согласно ПТЭ и ППБ.