МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ

КАЗАХСТАН

 

 

Алматинский институт энергетики и связи

 

 

 

 

 

 

 

 

 

С.Е. Соколов, В.Н. Сажин

 

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Учебное пособие

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Алматы 2005

 

 

ББК 31.29я7

С 59

          УДК 378 (075.8):621.316.

Соколов С.Е., Сажин В.Н.

С 59  Эксплуатация и ремонт силовых трансформаторов:

Учебное пособие – Алматы: АИЭС 2005. – 82 с.

ISBN  9965-494-97-5

 

           Рассмотрены вопросы организации эксплуатации силового оборудования электростанций, подстанций и электрических сетей, а также  круг вопросов, относящихся к эксплуатации и ремонту силовых трансформаторов и автотрансформаторов.

          Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по специальности «Электроэнергетика», изучающих дисциплину «Эксплуатация электрооборудования электрических станций и сетей» и магистрантов, изучающих  дисциплину «Монтаж и наладка электрооборудования электростанций, сетей и систем», а также может быть полезным  инженерно-техническому персоналу, занимающемуся эксплуатацией и ремонтом электрооборудования станций, подстанций и электрических сетей.

 

 Табл. 4 , Ил.    , Библиогр.-11   назв.                                          ББК  31.29я7

 

 

 

 

 

 

 РЕЦЕНЗЕНТ: докт. техн. наук, проф.

     кафедры “Электроснабжение”Каз. АТК                              Б. Р. Кангожин

 

 

  

 

 

           С

 

 

            ISBN  9965-494-97-5             

 

                            

                             с  Алматинский институт энергетики и связи, 2005г.

 

        

 

           Введение

          

             Эксплуатация и ремонт оборудования электрических сетей состоит в поддержании их надежности на заданном уровне и в возможном повышении надежности путем использования методов и средств, которыми располагает эксплуатационный персонал. Исходным этапом решения этих задач является анализ технического состояния электрооборудования. Анализ состояния и условия эксплуатации создает исходную базу для выработки рекомендаций по повышению надежности оборудования электрических сетей.

           Периодичность и объемы ремонтов электрооборудования оказывают существенное влияние на надежность его функционирования. Вместе с тем ремонты связаны со значительными трудовыми и материальными затратами.

           В последнее время для поддержания эксплуатационной надежности высоковольтного электрооборудования все более широкое применение находят неразрушающие методы контроля состояния оборудования, основанные на применении современных компьютеризированных комплексов.

           В пособии приводятся основные сведения по эксплуатации и ремонту  силовых трансформаторов, систем охлаждения, регулирования напряжения, включению в сеть и контролю за работой. Рассматриваются виды и периодичность ремонтов, объем ремонтных работ и ремонт элементов конструкции трансформаторов.

           При рассмотрении  указанных вопросов авторы использовали уже существующую литературу, Правила технической эксплуатации и директивные и руководящие документы по эксплуатации оборудования и линий электропередачи, далеко не полный перечень которых приведен в списке литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                          1 Организация эксплуатации и ремонта электрооборудования

 

             1.1 Организация эксплуатации электрооборудования    электрических  станций, подстанций и сетей

 

         Совокупность электростанций, электрических сетей и потребителей электрической энергии, связанных общностью режима производства, распределения и потребления электрической энергии, называется электроэнергетической системой.  Помимо генераторов электростанций в электроэнергетическую систему входят воздушные и кабельные линии электропередачи, повышающие и понижающие подстанции и  потребители электрической энергии.

           На повышающих и понижающих подстанциях сооружаются распределительные устройства (РУ), предназначенные для приема и распределения электроэнергии. К сборным шинам РУ через коммутационные аппараты присоединяются генераторы, трансформаторы, воздушные (ВЛ)  и кабельные (КЛ) линии и другое оборудование.

          Все  электрооборудование должно соответствовать предъявляемым к нему требованиям, обеспечивать надежную работу и бесперебойное электроснабжение потребителей. Это и определяет содержание эксплуатации  электрооборудования, которая  заключается в проведении технического обслуживания и ремонта, направленных на обеспечение их надежной работы. В свою очередь техническое обслуживание электрооборудования состоит из комплекса мероприятий, направленных на его предохранение от преждевременного износа путем  осмотров, проверок, измерений и выполнения отдельных видов работ.

         При ремонте выполняется комплекс мероприятий по поддержанию или восстановлению первоначальных эксплуатационных показателей и параметров электрооборудования. При этом изношенные детали и элементы либо ремонтируются, либо заменяются. Устранение неисправностей и  повреждений непредвиденного характера должно производиться при техническом обслуживании  или очередном ремонте, а повреждения, которые могут привести к аварии, должны устраняться немедленно.

         Техническое обслуживание и ремонты электрооборудования, а также реконструктивные, погрузочно-разгрузочные работы, непосредственно связанные с его эксплуатацией, производятся с использованием машин, механизмов и приспособлений, предусмотренных соответствующими нормативами.

          Эксплуатацию оборудования обеспечивают  предприятия электрических сетей, (ПЭС) к которым  в Республике Казахстан относятся региональные электрические сети (РЭК), межсистемные электрические сети (МЭС), районные электрические сети (РЭС) и которые независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности должны выполнять эксплуатационный надзор за состоянием оборудования и сооружений электрических сетей, производить их ремонт, испытания и проводить необходимые технические мероприятия,

обеспечивающие бесперебойное, надежное и экономичное электроснабжение потребителей.

          Как правило, эксплуатация  организуется в двух направлениях: технической эксплуатации оборудования и сооружений и оперативного управления предприятия в целом.

          Под технической эксплуатацией понимается процесс правильного использования электрооборудования для  передачи и распределения электрической энергии. Прямое участие в этом принимает ремонтный и эксплуатационный персонал предприятий, а также бригады ремонтных заводов, центральных производственных служб, лабораторий и т. д.

         Под оперативным управлением понимается непрерывное руководство и обеспечение согласованной и наиболее экономичной работы как отдельного предприятия, так и электроэнергетической  системы в целом, поскольку электрические станции, сетевые, ремонтные и другие предприятия, входящие в ее состав, являются ее производственными подразделениями.

         Основными задачами эксплуатации, ремонта, а следовательно, и персонала всех  производственных предприятий является обеспечение требований бесперебойности, надежности, экономичности, поддержания нормального качества отпускаемой энергии и  защиты окружающей среды и людей.

 

          1.2 Структура и оперативное управление   предприятий         

                  электрических сетей          

 

         Производственная структура предприятий электрических сетей строится либо по  территориальному, либо по функциональному  принципу.

          В основу  выбора  положено сосредоточение производственных функций в ведении районов или производственных служб. Каждая структура предусматривает необходимость приближения производственных подразделений к объектам обслуживания с тем, чтобы обеспечить квалифицированное руководство работами и наиболее полное использование рабочего времени ремонтным и эксплуатационным персоналом.

         При территориальной системе все элементы сетевого хозяйства предприятия (воздушные и кабельные линии, подстанции, линии связи), находящиеся на определенной территории, передаются сетевым районам, которые организуют обслуживание оборудования и несут ответственность за его техническую эксплуатацию. Территориальная система применяется в том случае, если предприятие имеет достаточно крупные сосредоточения подстанций и линий передачи, удаленные на 50 км и более от центра предприятия. Численный состав производственных служб при этой системе сокращается до минимума.

         При функциональной системе все элементы электрических сетей закрепляются за производственными службами и эксплуатируются персоналом этих служб. Территориальные районы в данном случае не создаются. Функциональная система применяется в условиях компактной электрической сети с радиусом действия около 50 км.

 

           В ряде случаев оперативное обслуживание подстанций без дежурного персонала производится несменным специально обученным и допущенным к оперативной работе ремонтным персоналом. Привлечение к переключениям ремонтного персонала целесообразно в периоды массовых ремонтов оборудования, когда ОВБ бывают сильно загружены работой. В этом случае мастер, инженер службы подстанций, прибывший на подстанцию для выполнения ремонтных работ, не только руководит ремонтом оборудования, но и производит вывод его из работы, подготавливает рабочие места, допускает к работе ремонтников. По окончании ремонта оборудование вводится в работу тем же  лицом.

 

1.3  Планово-предупредительный ремонт и неразрушающие методы

              контроля электрооборудования

 

         Планово-предупредительный ремонт (ППР) представляет собой комплекс работ, направленных на поддержание и восстановление работоспособности оборудования. Он включает межремонтное обслуживание, текущий, средний и капитальный ремонты.

          Межремонтное обслуживание носит профилактический характер. Оно состоит в проведении регулярной чистки и смазки оборудования, осмотре и проверке работы его механизмов, замене деталей с коротким сроком службы, устранении мелких неисправностей. Эти работы выполняются без остановки оборудования, в порядке его текущей эксплуатации.

          Текущий ремонт - это комплекс ремонтных работ, проводимых в период между двумя очередными капитальными ремонтами. Текущий ремонт производится без вскрытия оборудования, но он требует кратковременного  вывода оборудования из работы со снятием напряжения. При текущем ремонте производятся наружный осмотр, чистка, смазка, проверка работы механизмов, ремонт поломанных и изношенных деталей. Текущий ремонт направлен на устранение отказов и неисправностей, возникающих в процессе работы.

           При среднем ремонте производятся разборка отдельных узлов для осмотра, чистки деталей и устранение обнаруженных неисправностей, ремонт или замена быстроизнашивающихся деталей или узлов, не обеспечивающих нормальной эксплуатации оборудования до очередного капитального ремонта. Средний ремонт проводится не чаще 1 раза в год.

           При капитальном ремонте производятся вскрытие и ревизия оборудования с тщательным внутренним осмотром, измерениями, испытаниями и устранением обнаруженных неисправностей. Капитальный ремонт производится по окончании срока межремонтного периода, устанавливаемого для каждого вида оборудования. При капитальном ремонте заменяются или восстанавливаются все износившиеся детали, выполняется модернизация отдельных элементов и узлов оборудования.

          В отличие от текущего ремонта средний и капитальный ремонты направлены на восстановление частично или полностью израсходованного ресурса (механического, коммутационного) оборудования. Объем капитального ремонта уточняется на основании измерений и испытаний, проведенных за время предшествующего текущего ремонта.

           По окончании ремонта производятся сборка оборудования, наладка и испытания. Заключение о пригодности оборудования к эксплуатации делается на основании сравнения результатов испытаний с действующими нормами, результатами предыдущих испытаний, а также измерениями, полученными на однотипном оборудовании.

          Помимо планово-предупредительного ремонта имеют место непланируемые ремонты: аварийно-восстановительные и внеплановые.   

Задачей аварийно-восстановительного ремонта является ликвидация последствий аварий или устранение полученных повреждений, требующих немедленной остановки оборудования. При чрезвычайных обстоятельствах  (возгорание, перекрытие изоляции и др.) оборудование останавливается на ремонт даже без получения разрешения диспетчера.

              Проведение планово-предупредительного ремонта и профилактических испытаний воздушных линий преследует те же цели. Однако по виду и содержанию он отличается от рассмотренного выше ППР, что связано с особенностями устройства воздушных линий и предусматривает техническое обслуживание и ремонт.

          Периодичность ППР для каждого вида оборудования устанавливается Правилами технической эксплуатации (ПТЭ). Однако энергосистемам разрешается изменять периодичность ремонта в зависимости от состояния оборудования. Увеличение межремонтных периодов сокращает затраты и является значительным резервом экономии общественного труда.

         Преобладающей формой организации ППР электрооборудования является централизованный ремонт. При централизации ремонта все работы или главная часть их выполняются специализированными ремонтными цехами или предприятиями.

          При  централизованной форме ППР на ремонтном предприятии  могут быть созданы мощные специализированные бригады по ремонту генераторов, синхронных компенсаторов, трансформаторов, коммутационных аппаратов и другого оборудования. Специализация персонала приводит к повышению качества ремонтных работ, и снижается общая численность ремонтного персонала за счет лучшего использования его в течение года. Кроме этого, сокращаются сроки простоя оборудования в ремонте благодаря более совершенной организации ремонтных работ и предоставляются широкие возможности для обмена передовым опытом ремонта, внедрения прогрессивных методов труда, применения новейшего оборудования и инструмента.

           В электрических сетях лучшей формой организации ППР является комплексный ремонт, представляющий собой централизованный капитальный ремонт, сочетающийся с комплексным способом выполнения работ. При комплексном способе в ремонт поочередно выводится все оборудование подстанции, вторичные цепи, ремонтируются здания и сооружения, производятся реконструктивные работы и работы по благоустройству.

 

          Капитальный ремонт основного оборудования планируется в целом по энергосистеме. Планирование заключается в составлении перспективных, годовых и месячных планов ремонта. Перспективные планы, предусматривающие объемы ремонтных работ, их продолжительность и трудозатраты, составляются сроком на несколько лет. На их основе разрабатываются годовые планы ремонта, которые согласовываются с соответствующими организациями.

           Качество ремонта и время простоя оборудования зависят от того, насколько хорошо и полно будут проведены все подготовительные мероприятия. Поэтому до вывода оборудования в ремонт заготавливают необходимые материалы и запасные части; проверяют и приводят в исправное состояние инструмент, приспособления и средства механизации, т. е. подготавливается материально-техническая база ремонта. В то же время выполняются необходимые мероприятия по технике безопасности.

          Началом ремонта электрооборудования считается время отключения его от сети. Для руководства ремонтом назначается ответственное лицо, которое координирует работу всех ремонтных бригад, отвечает за качество ремонта, производственную дисциплину, сроки окончания работ. Оно обеспечивает также безопасные условия труда, ведет учет трудовых и материальных затрат.

          Ремонт ведется согласно проекту организации работ. При ремонте широко используются средства механизации. Их применение освобождает рабочих от тяжелого физического труда, сокращает время ремонта, снижает трудозатраты.

          Приемка из ремонта отдельных отремонтированных узлов оборудования начинается до окончания всего комплекса ремонтных работ, т. е. в процессе их производства. Этот вид приемки из ремонта называется поузловым. На поузловую приемку составляется акт и подписываются протоколы контрольных измерений, относящихся к принимаемому узлу. После окончания всех запланированных работ производится предварительная приемка оборудования. При этом проверяется общее состояние отремонтированного оборудования, техническая документация по ремонту: ведомости объема работ, технологические графики, акты поузловых приемок, заполнение протоколов произведенных измерений. В заключение комиссия заполняет приемо-сдаточный акт и дает разрешение на опробование оборудования в работе в течение 24 ч. Если за это время не будет обнаружено никаких дефектов, оборудование принимается в эксплуатацию и дается предварительная оценка качеству ремонта. Окончательная оценка дается после 30 дней работы оборудования под нагрузкой, в течение которых должны быть проведены эксплуатационные испытания и измерения, если в этом есть необходимость. Временем окончания ремонта считается момент включения электрооборудования в сеть.

          В электрических сетях приемку оборудования из ремонта производят: на подстанциях  инженеры службы подстанций (участков) или начальники подстанций, на линиях электропередачи  мастера и инженеры службы линий, РИС или участка.

          Поддержание эксплуатационной надежности высоковольтного электрооборудования в настоящее время ставит задачу перехода от ремонта по графи-

 

ку на ремонт по состоянию. С другой стороны, существует еще и  временной фактор, когда значительная часть электрооборудования исчерпала или исчерпывает свой ресурс и требуется его замена. Таким образом, ставится вопрос о необходимости эффективной диагностики, т.е. создания компьютеризированного комплекса, позволяющего снимать информацию с объекта испытаний, обрабатывать и хранить ее, и на основе экспертной системы определять техническое состояние объекта испытаний, особенно его главной части, – высоковольтной электрической изоляции. Поэтому современное состояние электрооборудования характеризуется переходом от разрушающих методов испытаний по графику на неразрушающую диагностику, проводимую, как правило, в эксплуатации на рабочем напряжении.

          Отказ от проведения разрушающих испытаний, т.е. при приложении повышенного напряжения, принят большинством фирм и энергосистем мира. Это связано как с неоправданными экономическими затратами, так и с отсутствием гарантий безаварийной эксплуатации электрооборудования до следующего срока испытаний. Повреждения на современном электрооборудовании влекут как затраты на восстановление последствий, так и существенный недоотпуск электрической энергии потребителям. Переход на обслуживание и ремонт по состоянию требует наличия простых методов диагностики технического состояния электрооборудования в эксплуатации, конечной целью которой является уведомление персонала о конкретном времени вывода определенного оборудования из-под нагрузки. При этом должно обеспечиваться проведение возможного ремонта оборудования при минимальных затратах.

          Техническое состояние электрооборудования характеризуется большим количеством характеристик, измеряемых как на рабочем напряжении, так и при отключении. При этом особенностью является то, что диагностика состояния должна проводится на оборудовании без какого-либо вмешательства  в его конструкцию или режим работы. Для удовлетворения этих требований в первую очередь необходимо разработать измерительные элементы (датчики электрических сигналов), которые позволят на рабочем напряжении без нарушений требований безопасности и правил эксплуатации фиксировать выбранные характеристики, изменение которых и будет определять техническое состояние контролируемого объекта независимо от его назначения и конструктивного исполнения.

           В качестве объектов диагностики могут быть силовые трансформаторы, высоковольтные электрические машины, элементы воздушных линий, кабели и т.д.

          При таком подходе существенный экономический эффект приносит энергосистеме не только выгоды за счет повышения ресурса оборудования, но и дает существенную экономию на ремонте обнаруженных дефектов.

         2 Эксплуатация трансформаторов и автотрансформаторов

 

          2.1 Особенности конструкции

        

          Трансформаторы и автотрансформаторы представляют собой шихтованный из листов электротехнической стали магнитопровод с обмотками, расположенными в баке. Бак снабжен расширителем, устройствами: охлаждения, переключения ответвлений, защиты масла от воздействий внешней среды, контроля и сигнализации. На крышке бака расположены вводы.

       Магнитная цепь магнитопровода состоит из вертикальных стержней и перекрывающих их сверху и снизу ярм. При изготовлении магнитопровода прямоугольные пластины (обычно из двух-трех листов стали каждая) собирают (шихтуют) таким образом, чтобы пластины одного  слоя перекрывали стыки пластин смежного с ним слоя. Широко  применяется шихтовка пластин в «косой стык», что обеспечивает снижение потерь в углах магнитопровода (рисунок 2.1.1).

 

 

        рисунок 2.1.1 - длина пути s магнитного потока, несовпадающего с      направлением прокатки листов стали, при шихтовке магнитопровода из прямоугольных пластин (а) и из пластин со срезанными углами (б):

        1 – направление прокатки листов стали

         

стержни магнитопроводов  трансформаторов небольшой мощности стягивают (прессуют) при помощи специальных шпилек (рисунок 2.1.2 а),      которые  изолируют от пластин, чтобы избежать  их замыкания.  способ прессовки шпильками трудоемок и ненадежен, приводит к  уменьшению площади поперечного сечения стали и увеличению потерь. поэтому магнитопроводы большинства трансформаторов,  в особенности средней и большой мощности, прессуются  при  помощи бандажей (рисунок 2.1.2, 6 и в).

во время сборки магнитопровода на стенде листы стали стержней и ярм сперва сжимают гидравлическим прессом, а потом  на стержни накладывают стальные бандажи 16, концы которых крепят к разделительной пряжке 17 из изоляционного материала.

ярма стягивают стальными полубандажами 21, проходящими поверх ярма и через окно магнитопровода. равномерность опрессовки достигается за счет установки снециальных ярмовых балок 3. ярмовые балки изолируются от активной стали. современным способом прессовки стержней является стягивание их бандажами из стеклоленты.

                    

          Рисунок 2.1.2-Способы прессовки магнитопровода сквозными        шпильками (а), ярм – внешними шпильками, стержней – бандажами (б), ярм – полубандажами (в):

 

            1 – ярмо; 2 – картонная изоляция; 3 – ярмовая балка; 4 и 11 – бумажно-    бакелитовые трубки; 5 и 10 – изоляционные шайбы; 6 и 12 – сквозные стяжные шпильки; 7 и 13 – гайки; 8 и 14 – стальные шайбы; 9 – стержень магнитопровода; 15 – картонная подбандажная изоляция; 16 – стальной бандаж; 17 – замок бандажа (изоляция); 18 – внешняя шпилька; 19 – скоба; 20 – картонная изоляция полубандажа; 21 – стальной полубандаж; 22 – изоляционная прокладка ( стеклотекстолит )        

         

          Для разгрузки активной части от внешних механических нагрузок верхние и нижние ярмовые балки связываются между собой шпильками или пластинами. Активная сталь и ярмовые балки заземляются при помощи медной ленты, соединяющей крайний пакет активной стали с ярмовой балкой и проходящей далее к заземленному баку.

           Обмотки трансформаторов средней и большой мощности выполняются из медного провода прямоугольного сечения, изолированного кабельной бумагой. Они имеют цилиндрическую форму и располагаются на стержнях магнитопровода  концентрически. Обмотки трансформаторов должны обладать необходимой механической прочностью, для чего их расклинивают в радиальном направлении деревянными планками, рейками, прокладками. В осевом направлении обмотки прессуют прессующими кольцами. Наибольшее распространение получили цилиндрические, винтовые, непрерывные спиральные и переплетенные (петлевые) обмотки.

          Двухслойная цилиндрическая обмотка (рисунок 2.1.3) наматывается на бумажно-бакелитовом цилиндре. Наружный слой 1 переходит во внутренний слой 4 снизу. Между слоями обмотки имеется масляный канал, образованный при помощи реек 5 и обеспечивающий как дополнительную изоляцию, так и доступ к обмотке охлаждающего масла. По своим конструктивным данным обмотка недостаточно устойчива к токам КЗ.

         

          Винтовая обмотка состоит из ряда витков, которые следуют один за другим по винтовой линии, как в однозаходном винте (рисунок 2.1.4,а).  Витки обмотки намотаны на жестком бумажно-бакелитовом цилиндре.                            Между витками установлены изоляционные (дистанционные) прокладки. Механическую прочность обмотке в радиальном направлении придают деревянные расклинивающие рейки, идущие по всей ее высоте. Наличие масляных каналов между витками обеспечивает высокую электрическую прочность обмотки.

Винтовые обмотки чаще всего изготавливаются из нескольких параллельных проводов в витке (рисунок 2.1.4,б). Параллельные провода обмотки расположены концентрически. Для равномерного распределения тока между параллельными проводами их сопротивления выравнивают транспозицией.

Непрерывная спиральная обмотка составляется из ряда последовательно соединенных дисков (катушек), намотанных по спирали (рисунок 2.1.5).           Переход провода из одной катушки в другую выполняется без нарушения его целости, без паек. Между катушками устанавливаются прокладки из электрокартона. Обмотка обладает высокой электрической и механической прочностью, хорошим охлаждением. Она применяется в трансформаторах напряжением до 220 кВ.

В трансформаторах напряжением 500 кВ и выше применяется переплетенная обмотка. В процессе ее намотки витки смежных катушек (секций) переплетаются между собой, что обеспечивает необходимый уровень импульсной прочности изоляции и высокую динамическую стойкость обмотки при КЗ.

Напряжение трансформаторов регулируют переключением регулировочных ответвлений. Ответвления выполняются при изготовлении обмоток. При расположении ответвлений с наружной стороны обмотки их выполняют в виде петель из того же провода, что и витки обмотки. Внутренние ответвления выполняют из полос ленточной меди, припаиваемых к проводам обмотки. При ремонтах не допускается нарушение установленных расстояний отводов от заземленных частей и от собственной обмотки.

 

 

 

Рисунок 2.1.5 - Непрерывная           Рисунок 2.1.6 - Главная изоляция транс-

спиральная обмотка                        форматора напряжением 220 кВ:

                                                        1 – изолирующие цилиндры; 2 – угловые шайбы;                      

                                                        3 – междуфазные перегородки; 4 – стержень маг-

                                                         нитопровода; 5 – обмотка НН; 6 – обмотка СН;

                                                        7 – обмотка ВН; 8 – ярмо; 9 – ярмовый барьер;

                                                       0 – прессующее кольцо; 11 – емкостное кольцо

 

         Важным элементом конструкции масляных трансформаторов является изоляция, которая подразделяется на  внутреннюю и внешнюю.  Внутренняя изоляция подразделяется на главную  — изоляцию обмоток от заземленных частей и других обмоток, продольную — изоляцию между витками, слоями и катушками одной и той же обмотки и  изоляцию отводов и переключателей (рисунок 2.1.6).  Изоляция обмоток от стержней магнитопровода, а также изоляция между обмотками выполняется при помощи изоляционных цилиндров, перегородок, распорок и шайб, промежутки между которыми заполнены маслом. Изоляция обмоток от ярма усиливается угловыми шайбами 2, а между фазами устанавливаются перегородки 3 из электрокартона.

       Продольная изоляция обмоток между витками обеспечивается изоляцией самого обмоточного провода. Усиление этой изоляции производится только на выходных витках катушек фазных обмоток. Междуслойная изоляция выполняется  из кабельной бумаги,  электрокартона или путем оставления между слоями обмотки масляного канала. Междукатушечная  изоляция выполняется с помощью электрокартонных шайб и радиальных масляных каналов.

          К внешней изоляции трансформатора относят наружную изоляцию: вводы и воздушные промежутки, отделяющие их друг от друга и от заземленных частей трансформатора. На напряжение 35 кВ и ниже применяются съемные вводы (рисунок 2.1.7).  Отвод 14 проходит внутри фарфорового изолятора 1, который крепится к крышке бака 18 накидным фланцем 12 с кулачками 10. Внутреннюю полость изолятора заполняет масло из бака. Верхняя торцевая часть изолятора уплотняется резиновым кольцом 5 и шайбой 8. Достоинство съемных вводов состоит в удобстве замены фарфоровых изоляторов при их повреждениях. Для этого достаточно снять колпак б и кулачки 10.

                 На напряжение 110 кВ и выше применяются маслонаполненные герметичные, негерметичные и маслоподпорные вводы. На рисунке 2.1.8

 

показан маслонаполненный герметичный ввод 110 кВ. Токоведущая система ввода представляет собой соединительную трубу 8 (при помощи соединительной трубы стягиваются основные части ввода) с контактным зажимом 1 сверху и экранированным узлом снизу. Внутри трубы проходит гибкий отвод от обмотки. Изоляция ввода состоит из двух фарфоровых покрышек 4 и 9, закрепленных на металлической соединительной втулке 7 изоляционного остова 5, намотанного из бумаги и заполняющего ввод масла. Между слоями бумаги остова проложены уравнительные обкладки из фольги для выравнивания электрического поля внутри ввода и на его поверхности. Две последние обкладки используются в качестве измерительных конденсаторов. К ним подключаются приспособления для измерения напряжения (ПИН).

          Масло в герметичных вводах не имеет сообщения с окружающей  средой. Компенсация температурных изменений объема масла осуществляется компенсатором давления 2, внутри которого размещены сильфоны. Давление во вводе контролируется при помощи манометра, подключаемого к вентилю 8. Негерметичные вводы имеют маслорасширители. Заполняющее ввод масло сообщается с окружающей средой через масляный затвор и осушитель воздуха.

          Маслоподпорные вводы выполняются герметичными, но масло для их подпитки поступает непосредственно из трансформатора через специальную трубку с краном у ввода.

  Бак и крышка бака служат основанием для установки вводов, расширителя, выхлопной трубы, контрольно-сигнальных и других устройств. В ряде конструкций к крышкам механически крепится активная часть. В этом случае при ремонте активная часть поднимается из бака вместе с крышкой. После этого отсоединяются отводы от вводов и привод от переключателя и крышка отделяется от активной части.

         Трансформаторы с массой активной части более 25 т изготовляются с баками колокольного типа с болтовым разъемом снизу. Разъем делит бак на  нижнюю часть — поддон и верхнюю - колокол. На нижней части устанавливается активная часть. Верхняя (подъемная) часть выполняется с учетом особенностей транспортировки по железной дороге.

 Конструкция бака с нижним разъемом обеспечивает доступ к активной части трансформатора при снятии колокола без подъема  активной части.  Герметичность бака обеспечивается резиновыми прокладками.           Расширитель (рисунок 2.1.9) соединяется патрубком с баком трансформатора. Объем расширителя составляет 9,5— .10 % объема масла в трансформаторе и системе охлаждения. Сообщение внутреннего объема расширителя с атмосферой осуществляется через трубу 14, заканчивающуюся воздухоосушителем 15.  К расширителю приварен отстойник 1б.  Расширитель связан газоотводными трубками с высоко расположенными точками колокола для отвода газов, которые могут там накапливаться. В маслопровод, соединяющий расширитель с баком, встраивается газовое реле 6. Выхлопная (предохранительная) труба на крышке бака защищает его от разрыва при интенсивном выделении газа во время крупных повреждений внутри трансформатора. Верхний конец выхлопной трубы герметично закрывается диафрагмой из стекла или медной фольги. При взрывообразных выделениях газа диафрагма выдавливается, давление в баке понижается, что и предохраняет его от деформации.

  В настоящее время находят применение механические пружинные предохранительные клапаны, устанавливаемые на верхней части стенки бака трансформатора. Клапан срабатывает при повышении давления в баке до 80 кПа и закрывается при давлении ниже 35 кПа. На баке устанавливаются два клапана и более. Расширитель снабжается маслоуказателем 13, а трансформаторы мощностью 10 МВ А и более, кроме того, — реле низкого уровня масла.

 

                  Рисунок 2.1.9 - Расширитель и выхлопная труба трансформатора:

     

            1 – расширитель; 2 – опорные пластины; 3 – крепящие уголки; 4 – крышка; 5 –    маслопровод; 6 – газовое реле;7 – плоский кран; 8 – выхлопная труба; 9 – патрубок для присоединения воздухоосушителя; 10 – газоотводные трубы; 11 – пробка; 12 – кольцо для подъема расширителя;  13 – маслоуказатель; 14 – труба для присоединения воздухоосушителя; 15 –     воздухоосушитель; 16 – отстойник; 17 – пробка или вентиль для спуска и заливки масла

 

          Маслоуказатель служит для контроля уровня масла. Применяются плоские и трубчатые стеклянные и стрелочные магнитные маслоуказатели. Магнитный маслоуказатель имеет поплавок, располагающийся на поверхности масла в расширителе. Связь поплавка со стрелкой маслоуказателя, находящегося снаружи, осуществляется посредством двух постоянных магнитов, один из которых жестко связан со стрелкой, другой — системой рычагов с поплавком. Магниты разделены между собой тонкой немагнитной пластиной, герметично закрывающей окно, вырезанное в стальном дне расширителя. Магниты взаимодействуют между собой через немагнитную пластину, поворачиваясь на один и тот же угол в зависимости от положения поплавка. В корпус маслоуказателя встроен  специальный герметичный контакт (геркон), подающий сигнал в случае недопустимого понижения уровня масла в трансформаторе.

 

           2.2 Системы охлаждения и их обслуживание

 

           Трансформаторы с естественным масляным охлаждением (система М)   мощностью  до  25 кВ А выпускаются с гладкими баками. Поверхность баков таких трансформаторов достаточна для отвода тепла. Трансформаторы мощностью до 1,6 МВ А включительно изготавливаются с трубчатыми баками. Согнутые стальные трубы  располагают вертикально, параллельно стенке бака, и привариваются изнутри бака.

         Трансформаторы мощностью 1,6 — 10 МВА изготавливаются с  радиаторами, позволяющими значительно увеличить поверхность охлаждения.  Схема естественной циркуляции масла в трансформаторе с радиаторами показана на рисунке 2.2.1.

                                                                                                  

        Каждый  из радиаторов присоединяется своими патрубками к патрубкам бака. Между фланцами патрубков устанавливаются плоские краны. Кранами пользуются в том случае, когда радиатор выводится в ремонт или снимается с трансформатора, заполненного маслом. После снятия радиатора на краны ставят стальные заглушки.

           У трансформаторов мощностью более 10 МВА периметр бака оказывается недостаточным для навешивания необходимого количества радиаторов. В этом случае применяется принудительное дутьевое охлаждение, при котором теплопередача радиаторов увеличивается на 40 — 50 %  (система Д). Дутье осуществляется вентиляторами- крыльчатками (рисунок 2.2.2). 

         Трансформаторы с дутьевым охлаждением допускают работу с отключенным дутьем, если нагрузка менее номинальной, а температура верхних слоев масла не превышает 55⁰С. При аварийном отключении всех вентиляторов  работа трансформатора с номинальной нагрузкой допускается в зависимости от температуры окружающего воздуха в течение ограниченного времени:

 

Температура воздуха, ⁰С....                — 15     — 10        0      +10      +20     +30

Допустимая длительность работы, ч.. . 60           40       16      10         6          4

 

Рисунок 2.2.2 - Установка вентиляторов для обдувания радиаторов                      ( система охлаждения Д):                          1 – стенка бака;                          2 – двигатель вентилятора;                          3 – растяжка; 4 - кронштейн

           Работа трансформаторов с нагрузкой выше номинальной возможна только с включенным дутьем независимо от температуры масла и окружающего воздуха.

          Включение и отключение электродвигателей вентиляторов, производится вручную и автоматически. Автоматическое включение  осуществляется при помощи контактов термометрического сигнализатора ТСМ-100. Дутье автоматически отключается при снижении температуры масла до 50 ⁰С.  Схема автоматического пуска и остановки двигателей вентиляторов по температуре масла дополняется автоматикой включения дутья при достижении номинального тока трансформатора и отключения дутья — при снижении тока нагрузки ниже номинального.

          У мощных трансформаторов и автотрансформаторов дутьевое охлаждение не обеспечивает полного отвода тепла, и поэтому применяется система воздушно- масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла с помощью насосов и интенсивным обдувом охладителей вентиляторами, установленными на охладителях (система ДЦ) (рисунок 2.2.3) .

Нагретое масло из верхней части бака забирается электронасосом и прогоняется через охладитель. Охлажденное масло возвращается в нижнюю часть бака и перемещается вверх благодаря конвекции. Для увеличения теплоотдачи движение масла внутри трансформатора упорядочивается. Охлажденное масло подается по специальным трубам к определенным частям обмоток, в результате чего создается организованная циркуляция масла по охлаждающим каналам.

 Трансформаторы с искусственным охлаждением могут эксплуатироваться только при работающих вентиляторах дутья, насосах циркуляции масла и с включенной сигнализацией о прекращении подачи масла и остановке вентиляторов обдува.

Рисунок 2.2.3 -  Система воздушно-масляного охлаждения ( система ДЦ):

 

                1 – бак трансформатора; 2 – охладитель;  3 – электронасос;  4 – вентиляторы для обдувания охладителя;  5 – адсобционный фильтр;  6 – струйное реле

 

         При остановленном принудительном охлаждении не обеспечивается охлаждение трансформатора, даже на холостом ходу. В случае прекращения принудительного охлаждения трансформаторы мощностью до 250 МВ А могут оставаться в работе с номинальной нагрузкой в течение 1 ч, если температура верхних слоев масла не достигла 80'С. Если трансформатор уже работал с предельной температурой 80'С, то с выходом из работы охлаждающего устройства он может нести номинальную нагрузку в течение 10 мин или находиться в режиме ХХ не более 30 мин. По истечении указанного срока трансформатор должен быть отключен.

          Управление двигателями системы охлаждения предусматривается автоматическое и ручное.

           Наиболее эффективной, но менее удобной в эксплуатации является система масловодяного охлаждения с принудительной циркуляцией масла

и охлаждающей воды ( система Ц) (рисунок 2.2.4).

          

           Рисунок 2.2.4 - Система масловодяного охлаждения (система Ц):

          

             1 – бак трансформатора; 2 – электронасос; 3 – охладитель; 4 – адсобционный фильтр; 5 – сетчатый фильтр; 6 – дифференциальный манометр; 7, 8 – манометры; 9,10 - термометры

 

          Для нее необходим мощный источник водоснабжения, и должны предусматриваться меры по предотвращению замораживания водяных магистралей, насосов и прочей аппаратуры в зимнее время. Система состоит из одного или нескольких водяных маслоохладителей, двух-трех маслонасосов, трубопроводов, измерительной и защитной аппаратуры. Горячее масло из верхней части бака трансформатора перекачивается центробежными насосами через маслоохладитель, охлаждается в нем циркулирующей водой и возвращается в нижнюю часть бака.

          Маслонасосы устанавливаются по ходу масла перед маслоохладителем, чтобы исключить подсосы воды в масло в случае образования неплотностей и трещин в маслоохладителе. С этой же целью давление масла в маслоохладителе поддерживается выше давления воды не менее чем на 20 кПа. Охлаждающая вода подается из водопроводной сети или из естественных водоемов (рек, озер).

          Включение в работу масловодяного охлаждения производится после включения трансформатора в сеть: сначала включают в работу масляный насос и проверяют циркуляцию в маслоохладителе, затем подают охлаждающую воду и проверяют соотношение давлений воды и масла. При необходимости производится регулирование давления. Маслоохладители в системе масловодяного охлаждения снижают температуру масла на 10 — 15⁰С и способны поддерживать температуру верхних слоев масла при номинальной нагрузке на уровне 50 — 55⁰С. Поэтому подачу охлаждающей воды в маслоохладители производят при температуре масла не ниже 15^оС. Отключение масловодяного охлаждения производится после отключения трансформатора от сети: сначала прекращают доступ воды в маслоохладитель, а затем отключают маслонасос. Нагрузка трансформатора с системами охлаждения Ц и ДЦ при отключении части работающих охладителей должна быть уменьшена пропорционально числу отключенных охладителей.

         Обслуживание систем охлаждения заключается в наблюдении за работой и уходе за оборудованием, используемым в системах охлаждения. Осмотры систем охлаждения производятся одновременно с осмотром трансформаторов. При осмотрах проверяется: отсутствие течей масла из систем охлаждения; работа охладителей по их нагреву, определяемому на ощупь (у трансформаторов с охлаждением ДЦ — по нагреву и по показаниям манометров, установленных вблизи маслоперекачивающих насосов); отсутствие нагрева, шума и вибрации  маслоперекачивающих насосов; работа адсорбционных фильтров (ощупыванием рукой); состояние креплений  маслопроводов, насосов и вентиляторов; работа вентиляторов — по отсутствию вибрации, скрежета и задеваний крыльчаток за кожух.

           Уход за оборудованием систем охлаждения включает в себя устранение обнаруженных при осмотрах неисправностей, замену износившихся деталей (лопаток, крыльчаток, подшипников), чистку охладителей и вентиляторов, смазку подшипников, контроль сопротивления изоляции электродвигателей.  При уходе за охладителями системы  охлаждения Ц выполняются периодические очистки труб и водяных камер от ила и других отложений на поверхностях охлаждения.

          Эффективность работы систем охлаждения в целом проверяется по температуре верхних слоев масла в трансформаторе. При  номинальной нагрузке максимальные температуры верхних слоев масла не должны превышать: в трансформаторах с охлаждением М и Д — 95 ⁰С; с охлаждением ДЦ — 75 ⁰С и с охлаждением Ц — 70 ⁰С.

 

          2.3 Эксплуатация устройств регулирования напряжения

 

          Регулирование напряжения осуществляется путем переключения ответвлений обмоток или на отключенных от сети трансформаторах (переключения без возбуждения  устройствами ПБВ), или на работающих трансформаторах  (регулирование под нагрузкой  устройства РПН).

          Устройствами ПБВ снабжаются почти все трансформаторы. Они позволяют регулировать напряжение ступенями относительно номинального «5;  2,5 %; U_ном. Применяются ручные трехфазные и однофазные переключатели. На рисунке 2.3.1 показан однофазный переключатель барабанного типа.     

     

          Рисунок 2.3.1- Переключатель ответвлений барабанного типа (а) и крепление его к ярмовой балке трансформатора (б):

            

           1 – отводы; 2 – текстолитовые основания; 3 – контактные кольца; 4 – полый токоведущий стержень; 5 – коленчатый вал; 6 – изолирующая штанга; 7 – ручной привод; 8 – крышка бака; 9 – ярмовая балка; 10 – деревянная рама; 11 – текстолитовая шпилька; 12 – защитные бумажно-бакелитовые цилиндры; 13 - переключатель

 

   Контактная система переключателя состоит из неподвижных контактных стержней 4, соединенных с отводами 1, и подвижных контактных колец 8, замыкающих между собой различные пары неподвижных контактов. Контактные кольца перемещаются коленчатым валом 5, ось которого при помощи изолирующей штанги 6 соединяется с приводом на крышке трансформатора 7. Переключатель смонтирован на изолирующих основаниях 2.

Трансформаторы с РПН имеют большее число регулировочных ступеней и более широкий диапазон регулирования (до 20 %).. Применяемые схемы трансформаторов с РПН представлены на рисунке 2.3.2.

 Рисунок 2.3.2 - Схемы трансформаторов с регулированием      напряжения под нагрузкой:

          

           а) – без реверсирования регулировочной обмотки; б) – то же с реверсированием; 1,2 – обмотки ВН и НН; 3 – регулировочная обмотка; 4 – переключающее устройство; 5 - реверсор

 

        Часть обмотки ВН с ответвлениями называется регулировочной обмоткой. Расширение регулировочного диапазона без увеличения числа отводов достигается применением схем с реверсированием (рисунок 2.3.2,б). Переключатель-реверсор 5 позволяет присоединять регулировочную обмотку 8 к основной 1 согласно или встречно, благодаря чему диапазон регулирования удваивается. Устройства РПН обычно включаются со стороны нейтрали, что позволяет выполнять их с пониженной на класс напряжений изоляцией.

          На рисунке 2.3.3 показаны схемы регулирования на автотрансформаторах. Регулирование со стороны нейтрали (рисунок 2.3.3,а) называют связанным, так как при переключении одновременно меняется число витков обмоток ВН и СН, что вызывает изменение напряжения на зажимах обмотки НН. Чтобы избежать этого применяют схемы раздельного регулирования с включением РПН со стороны линейных вводов ВН (рисунок 2.3.3,б) или СН (рисунок 2.3.3,в).

Устройство РПН состоит из контактора, разрывающего и замыкающего цепь рабочего тока в процессе коммутации, избирателя, контакты которого размыкают и замыкают электрическую цепь без тока, токоограничивающего сопротивления (реактора или резистора) и  приводного механизма. Последовательность работы устройств РПН с реактором (серий РНО, РНТ) и с резистором (серий РНОА, РНТА) показаны на рисунке 2.3.4.

           Необходимая очередность в работе контакторов и избирателей обеспечивается приводным механизмом с реверсивным пускателем в

 

 

Рисунок 2.3.3 - Схема регулирования напряжения на автотрансформаторах:

 

а) – в нейтрали; б) – на стороне ВН; в) – на стороне СН; 1 – регулировочная обмотка; 2 – переключающее устройство

         

         Рисунок 2.3.4 - Последовательность работы переключающих устройств   РПН с реактором 9 (а – ж) и с резистором (з – н):

             

              Р – реактор; R1 и R2 - резисторы; П – переключатели (избиратели); К1 – К4 – контакторы; РО – регулировочная обмотка

 

переключающем устройстве РПН с реактором. Последний рассчитан на длительное прохождение номинального тока. В нормальном режиме работы через реактор проходит только ток нагрузки. В процессе переключения ответвлений, когда часть регулирующей обмотки оказывается замкнутой на реактор (рисунок 2.3.4,в), он ограничивает до приемлемых значений ток I, проходящий в замкнутом контуре.

          Действие переключающих устройств РПН с резисторами  сходно с работой РПН с реактором. Отличие состоит в том, что в нормальном режиме работы резисторы закорочены или отключены и ток по ним не проходит, а в процессе коммутации ток проходит в течение сотых долей секунды. Резисторы не рассчитаны на длительную работу под током, поэтому переключение контактов в них происходит быстро под действием мощных сжатых пружин. Резисторы имеют небольшие размеры и являются, как правило, конструктивной частью контактора.

         Устройства РПН приводятся в действие дистанционно со щита управления и автоматически от устройств регулирования напряжения. Для автоматического управления РПН снабжаются блоками автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРКТ). Структурная схема блока АРКТ показана на рисунке 2.3.5. Регулируемое напряжение подается на зажимы блока АРКТ от трансформатора напряжения. Устройством токовой компенсации ТК учитывается  падение напряжения от тока нагрузки. На выходе блока АРКТ исполнительный орган и управляет работой приводного механизма.

         

        

         Рисунок 2.3.5 - Структурная схема блока автоматического регулирования напряжения:

        

          1 – регулируемый трансформатор; 2 – трансформатор тока; 3 – трансформатор       напряжения; ТК – устройство токовой компенсации; ИО – измерительный орган; У – орган усиления; В – орган выдержки времени; И – исполнительный орган; ИП – источник питания; ПМ – приводной механизм

 

 

 

        Перестановка переключателей ПБВ с одной ступени на другую в эксплуатации производится редко (2 — 3 раза в год при сезонном регулировании). При длительной работе без переключения контактные стержни и кольца покрываются пленкой окиси. Чтобы разрушить эту пленку и создать хороший контакт, рекомендуется при каждом переводе переключателя предварительно прокручивать его (не менее 5 — 10 раз) из одного крайнего положения в другое. При пофазном переводе переключателей проверяется их одинаковое положение. Приводы переключателей на каждой ступени фиксируются стопорными болтами.

          Устройства РПН должны постоянно находиться в работе с включенными блоками АРКТ. На дистанционное управление РПН переводят только при неисправности блоков АРКТ. При осмотрах РПН сверяют показания указателей положения переключателей на щите управления и на приводах РПН, так как по ряду причин возможно рассогласование сельсина-датчика и сельсина-приемника. Проверяется также одинаковое положение переключателей РПН всех параллельно работающих трансформаторов или отдельных фаз при пофазном управлении.

          По маслоуказателю проверяется наличие масла в баке контактора. Уровень масла следует поддерживать в допустимых пределах. При пониженном уровне масла увеличивается время горения дуги на контактах. Превышение нормальной отметки уровня масла обычно наблюдается при нарушении уплотнений отдельных узлов масляной  системы. Нормальная работа контакторов гарантируется при температуре масла не ниже — 20^оС. При более низкой температуре масло сильно густеет и контактор испытывает значительные механические нагрузки, которые могут привести к его поломке. Кроме того, возможно повреждение резисторов из-за увеличения времени переключения и более длительного пребывания их под током. Чтобы избежать указанных повреждений, при понижении температуры окружающего воздуха до — 15^оС должна включаться система автоматического обогрева контакторов.

          В процессе регулирования напряжения переключением ответвлений с помощью устройств ПБВ или РПН нельзя допускать длительного повышения напряжения на трансформаторе сверх номинального для данного ответвления.

         При параллельной работе двух регулируемых трансформаторов и более изменение их коэффициентов трансформации следует производить по возможности одновременно, чтобы избежать перегрузки уравнительным током. При автоматическом управлении РПН эта роль выполняется специальной блокировкой. Если же автоматическое управление отсутствует, переключение ответвлений следует производить постепенно, не допуская рассогласования по ступеням ответвлений более чем на одну ступень.

        Контакторы РПН обычно выводятся в ремонт после выполнения 20 — 30 тыс. операций под током. При этом заменяются обгоревшие контакты, заменяется масло.

 

      2.4 Включение  и контроль за работой

 

          Перед включением в сеть трансформатора, полученного из резерва или после ремонта, производится осмотр как самого трансформатора, так и всего включаемого с ним оборудования.

          Включение трансформатора производится толчком на полное напряжение со стороны питания и  часто сопровождается сильным броском тока намагничивания. Включение на полную нагрузку разрешается при любой отрицательной температуре воздуха трансформаторов с системами охлаждения М и Д и не ниже — 25'С трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц. Если температура воздуха, а следовательно, и масла в трансформаторе окажется ниже указанной, ее поднимают включением трансформатора на холостой ход или под нагрузку не более 50 % номинальной.

           Повышение вязкости масла в зимнее время учитывается при включении в работу не только самого трансформатора, но и его охлаждающих устройств. Циркуляционные насосы серии ЭЦТ надежно работают при температуре перекачиваемого масла не ниже — 25 ⁰С, а серии ЭЦТЭ — не ниже — 20 ⁰С. Поэтому при включении трансформаторов в работу циркуляционные насосы систем охлаждения включаются лишь после предварительного нагрева масла до указанных значений температур. Во всех остальных случаях насосы принудительной циркуляции масла должны автоматически включаться в работу одновременно с включением трансформатора в сеть. Вентиляторы охладителей при низких температурах масла должны включаться в работу, когда температура масла достигнет 45 ⁰С.

         Контроль за нагрузкой трансформаторов, находящихся в работе, производится по амперметрам с красными рисками, соответствующими номинальным нагрузкам обмоток. Одновременно с контролем значения тока проверяется равномерность нагрузки по фазам. У автотрансформаторов контролируется также ток в общей обмотке.

В реальных условиях трансформаторы работают с переменной нагрузкой, причем большую часть суток и особенно в ночное время их нагрузка ниже номинальной. При таких условиях работы естественный износ их изоляции уменьшается. Недоиспользованные ресурсы изоляции без ущерба для срока службы трансформатора используются в эксплуатации путем систематических перегрузок, устанавливаемых в зависимости от характера суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и недогрузок в летнее время. Допустимое значение перегрузки и ее продолжительность определяются по графикам нагрузочной способности трансформаторов.

          В аварийных случаях (например, при выходе из работы одного из трансформаторов) допускается аварийная перегрузка оставшихся в работе независимо от значения предшествующей нагрузки трансформатора и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

 

Перегрузка по току, в %номинальной нагрузки,       30   45   60   75   100   200

Длительность перегрузки, мин..…………………… 120   80   45   20    10   1,5

 

        Контроль за напряжением производится по вольтметрам, измеряющим напряжение на шинах. Превышения напряжения сверх номинального допускаются в  небольших пределах: длительно на 5 % при нагрузке не выше номинальной и на 10 % при нагрузке не выше 25% номинальной; длительно до 10% для трансформаторов без ответвлений со стороны нейтрали и регулировочных трансформаторов при нагрузке не выше номинальной.

          Превышение указанных напряжений приводит к перенасыщению магнитопровода, резкому увеличению тока и потерь холостого хода. При этом потери в стали возрастают, а их увеличение  является причиной местных нагревов стальных конструкций магнитопровода.

        Контроль за тепловым режимом трансформаторов сводится к периодическим измерениям температур верхних слоев масла. Измерения производятся при помощи стеклянных термометров, погруженных в специальные гильзы на крышках трансформаторов, дистанционных термометров сопротивления и термометров манометрического типа — термосигнализаторов.

         Трансформаторы периодически осматриваются не реже 1 раза в месяц. Осмотры производятся и при действии сигнализации о нарушении режима работы, при срабатывании устройств релейной защиты или автоматики. При стихийных бедствиях (пожары, землетрясения и т.д.) трансформаторы должны осматриваться немедленно.

          Цель периодических осмотров — проверка условий работы трансформаторов и выявление неполадок, которые при развитии могут привести к аварийным повреждениям. При осмотре проверяется внешнее состояние систем охлаждения, устройств регулирования напряжения под нагрузкой, устройств защиты масла от окисления и увлажнения, фарфоровых и маслонаполненных вводов, защитных разрядников на линейных вводах и в нейтралях, кранов, фланцев и люков, а также резиновых прокладок и уплотнений (они не должны набухать и выпучиваться); отсутствие течей масла и уровень его в расширителях, целость и исправность приборов (термометров, манометров, газовых реле), маслоуказателей, мембран выхлопных труб; исправность заземления бака трансформатора; наличие и исправность средств пожаротушения, маслоприемных ям и дренажей; состояние надписей и окраски трансформаторов.

 

         

 

        

          2.5 Схемы и группы соединений и фазировка трансформаторов

 

          Наиболее распространенными являются схемы соединения обмоток трансформаторов в звезду и треугольник. При этих соединениях возможно получение 12 разных групп со сдвигом векторов линейных напряжений вторичных обмоток по отношению к одноименным векторам линейных напряжений обмоток ВН через каждые 30 ^0.

          Основными группами в схемах Y/Δ является 11-я группа, а в схемах Y/Y - нулевая. Остальные группы будут производными от основных. Получение той или иной группы соединений зависит от направления намотки обмоток, последовательности соединения между собой зажимов фазных обмоток, маркировки начал и концов обмоток. Перемаркировка вводов трансформатора  и перестановка местами фаз не исключены при монтажных и ремонтных работах. Поэтому при приемке в эксплуатацию новых трансформаторов, а также после их капитального ремонта проверяются группы соединений трехфазных трансформаторов и полярность вводов однофазных трансформаторов.

       Проверка группы соединения обмоток производится при помощи фазометра, универсального фазоуказателя или гальванометра. Схема включения четырехквадрантного однофазного фазометра показана на рисунке 2.5.1.

             Рисунок 2.5.1- Проверка группы соединения при помощи фазометра

 

          К первичной обмотке трансформатора подводится пониженное напряжение, достаточное для работы фазометра. При этом показание фазометра будет соответствовать углу сдвига между подведенным напряжением и напряжением вторичной обмотки, т. е. группе соединения обмоток трансформатора. Фазоуказатель подсоединяется по схеме, приведенной на рисунке 2.5.2.

          Проверка полярности обмоток у однофазных трансформаторов и групп соединения у трехфазных трансформаторов при помощи гальванометра показана на рисунке 2.5.3 . Сущность этого способа заключается в том, что к обмотке ВН подводится постоянный ток от аккумуляторной батареи 4.4.В, а в  момент замыкания рубильника  К в обмотке НН индуктируется ЭДС, направление которой определяется  гальванометром Г_{2 .}  Если обмотки трансформатора намотаны одинаково по отношению к началам А и а, стрелки обоих гальванометров отклонятся от нуля в одном направлении, которое условно принимается положительным и обозначается знаком плюс

 

           

Рисунок 2.5.2 - Проверка группы соединения

при помощи фазоуказателя  типа Э – 500/2

 

При разных направлениях намотки показание гальванометра Г₂ будепротивоположным показанному на рисунке. Это отклонение обозначается знаком минус. При проверке трехфазного трансформатора (рисунок 2.5.3, б) производится девять измерений. Питание подводится поочередно к зажимам АВ, ВС и СА, и каждый раз отмечается отклонение гальванометра, присоединяемого к зажимам аЬ, Ьс и са. Результаты наблюдений сравниваются с таблицей 2.1, в которой приведены в качестве примера данные только для стандартных групп 0 и 11.

 

Таблица 2.1 -  Отклонение гальванометра при определении группы     соединений методом постоянного тока

 

Питание подключено к	Отклонение гальванометра, присоединенного к зажимам
зажимам	аb	bc	ca	ab	bc	ca
	Группа 0			Группа 11
АВ	+	–	–	+			0	–
BC	–	+	–	–			+	0
СА	–	–	+	0			–	+

 

Если проверкой будет установлено, что трансформатор имеет не предполагаемую, а другую группу соединений, то практически имеется возможность изменять некоторые  группы соединений, не делая никаких пересоединений и перепаек обмоток внутри трансформатора. Например, при круговой перемаркировке зажимов основные группы превращаются в их производные,

имеющие одноименные напряжения, сдвинутые по фазе на 120 или 240 .⁰

          Рисунок 2.5.3 - Проверка полярности обмоток однофазного   трансформатора (а) и группы соединения обмоток трехфазного трансформатора (б) при помощи гальванометра

 

Таблица 2.2 - Круговая перемаркировка зажимов обмоток НН при   включении на параллельную работу трансформаторов с основной (Т1) и производной (Т2) группами

	Зажимы обмоток,			Зажимы обмоток,
Группа соединений	соединяемые между собой		Группа соединений	соединяемые между собой
трансформаторов Т1 иТ2	Обмотки ВН Т1–Т2	Обмотки   НН Т1-Т2	трансформаторов Т1 и Т2	Обмотки ВН Т1—Т2	Обмотки НН Т1-Т2
0 и 4	А–А	а–с	11 и 3	А–А	а–с
	В–В	b–а		В–В	b–а
	С–С	с–b		С–С	с–b
0 и 8	А–А	а–b	11 и 7	А–А	а–b
	В–В	b–с		В–В	b–с
	С–С	с–а		С–С	c–а

Поэтому на параллельную работу можно включать трансформаторы основной и производной групп после соответствующего пересоединения ошиновки на зажимах согласно таблице 2.2.

        Перестановки местами двух фаз одновременно на стороне ВН и НН также позволяют включать на параллельную работу трансформаторы с разными группами соединений, если при этом во всех контурах, образуемых фазами обмоток, сумма ЭДС получается равной нулю. Например, для включения трансформатора группы 11 параллельно с трансформаторами групп 5 и 1  достаточно у последних перемаркировать зажимы ВН и НН согласно таблице 2.3.

 

    Таблица 2.3 - Двойная перемаркировка зажимов обмотки ВН и НН трансформаторов групп 5 и 1 при включении на параллельную работу с трансформатором группы 11

 

Группа соединений трансформаторов	Зажимы обмоток, соединяемые между собой
	Обмотки ВН	Обмотки НН
11 и 5	А-А, (С), (В) В-С, (В), (А) С-В, (А), (С)	а— с, (b), (а) b-b, (а), (с) с-а, (с), (b)
11 и 1	А-А, (С), (В) В-С, (В), (А) С-В, (А), (С)	а-а, (с), (b) b—с, (b), (а) с—b, (а), (с)

 

         Независимо от проверки группы соединения обмоток включение трансформатора на параллельную работу после монтажа, капитального ремонта, а также при изменениях в схемах его подсоединения допускается только после проведения фазировки. Фазировка состоит в определении одноименности фаз, соединяемых между собой. Очевидно, что при этом необходимо убедиться в отсутствии напряжения между парами зажимов вторичных обмоток, включаемых на одни шины. В установках до 380 В для контроля отсутствия напряжения применяются вольтметры. В установках высокого напряжения — специально приспособленные указатели напряжения или вольтметры, подключаемые к трансформаторам напряжения.

           Различают прямые и косвенные методы фазировки. При прямом методе фазировка производится на том напряжении, на котором в дальнейшем будет произведено включение трансформаторов. Прямые методы наглядны, но применяют их при номинальном напряжении вторичных обмоток не выше 110 кВ. Косвенные методы, при которых фазировка производится на вторичном напряжении трансформаторов напряжения, не так наглядны, как прямые, но более безопасны для персонала.

           На рисунке 2.5.4  показана схема фазировки двух трансформаторов прямым методом при помощи вольтметра.

 

 

           Рисунок 2.5.4 -  Схема фазировки двух  трансформаторов с зазамленной нейтралью прямым методом

 

           Перед фазировкой вольтметром проверяют наличие нормального напряжения между зажимами каждого трансформатора, после чего производят замеры по фазировке. Для этого один конец измерительного прибора присоединяют к одному из зажимов вторичной обмотки трансформатора, например, зажиму а, а вторым поочередно касаются трех зажимов вторичной обмотки другого трансформатора. Так производят три замера напряжений между зажимами а1а2, а1Ь2, а1 с2. При тождественности групп соединений и правильно присоединенной ошиновке один из этих замеров должен быть нулевым. Затем производят замеры напряжений между зажимами Ь₁Ь₂, Ь₁с₂ и с₁с₂. По окончании замеров зажимы, между которыми получились нулевые показания, соединяют для осуществления параллельной работы трансформаторов. Если после первых трех измерений (a1a2, a1b2, ,a1с2) ни одно показание вольтметра не было равно нулю, то это указывает на наличие сдвига по фазе напряжений одного трансформатора относительно другого и, следовательно, невозможность их параллельного включения.

         Косвенные методы фазировки применяются на подстанциях с двумя системами шин с помощью трансформаторов напряжения, подключенных к шинам. Для этого фазируемый трансформатор с вторичной стороны включается на резервную систему шин, не имеющую напряжения, а все работающие трансформаторы и линии в это время находятся на другой (рабочей) системе шин (рисунок 2.5.5).

 

 

         Рисунок 2.5.5 - Схема фазировки трансформатора 110/10 кВ косвенным  методом на зажимах вторичных обмоток трансформаторов напряжения

 

        Напряжение для фазировки на фазируемый трансформатор и резервную систему шин подается включением трансформатора со стороны обмотки ВН. Фазировка производится на зажимах НН трансформаторов напряжения, принадлежащих рабочей и резервной системам шин. При несовпадении фаз производят их перестановку. При совпадении фаз трансформаторы замыкают на параллельную работу включением шиносоединительного выключателя. Для того чтобы быть уверенным в совпадении фаз самих трансформаторов напряжений, их предварительно фазируют между собой при включенном шиносоединительном выключателе.

          Фазировку трехобмоточных трансформаторов производят в два приема. Сначала включают трансформатор со стороны ВН и производят его фазировку со стороны НН. При совпадении фаз трансформатор отключают со стороны НН и включают на резервную систему шин со стороны СН, и вновь производят фазировку на этом напряжении. После получения необходимых результатов при обеих фазировках трансформатор считается сфазированным и его включают на параллельную работу тремя обмотками.

 

          2.6 Эксплуатация трансформаторных масел

 

 Масла разделяют на  содержащие антиокислительные присадки (ингибированные) и не содержащие их (неингибированные). Ингибированное масло более стабильно. Оно не оказывает вредного влияния на твердую изоляцию трансформаторов. В эксплуатации масло подразделяется на свежее, pereнерированное, чистое сухое, эксплуатационное и отработанное. Запасы этих масел содержатся раздельно в специальных баках.

           В процессе эксплуатации масло загрязняется механическими примесями, увлажняется, в нем накапливаются продукты окисления, в результате чего снижаются его электроизоляционные свойства. Масло окисляется под влиянием кислорода воздуха. Окислению способствует высокая температура, солнечный свет, присутствие металлов (особенно меди и ее сплавов), являющихся катализаторами. Чем больше продуктов старения в масле, тем хуже его свойства. Поэтому большое значение приобретает систематическое наблюдение за состоянием масла в трансформаторах и аппаратах. Наблюдение ведется путем отбора проб и проведения лабораторных испытаний. При обнаружении изменения показателей по сравнению с установленными нормами принимаются меры по восстановлению утерянных маслом свойств. Это достигается очисткой, осушкой и регенерацией масла. Отбор проб производится в сухую погоду в промытые и хорошо просушенные стеклянные банки вместимостью 0,5 и 1 л.

         Существует три вида испытаний изоляционных масел: испытание на электрическую прочность, сокращенный анализ, полный анализ.

Полному анализу подвергаются масла на нефтеперегонных заводах, а также масла после регенерации. Для эксплуатационного масла, находящегося в работе (залитого в оборудование), проводятся сокращенный анализ и испытание его электрической прочности.

          Масло должно удовлетворять следующим показателям: кислотное число — не более 0,25 мг КОН/г; содержание водорастворимых кислот и щелочей — не более 0,014 мг КОН/г для трансформаторов мощностью более 630 кВ А и для герметичных  и негерметичных маслонаполненных вводов напряжением до 500 кВ — 0,03 мг КОН/г; отсутствие механических примесей; падение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом не более 5^О С; взвешенный уголь в масле выключателей — не более одного балла; электрическая прочность масла (пробивное напряжение) для трансформаторов, аппаратов и вводов;

 

Напряжение трансформатора,

аппарата, ввода, кВ......  …     До    15     15 — 35    60 — 220    330 — 500     750

Наименьшее пробивное

напряжение, кВ... …………        20               25               35                 45            55

 

        Свежее трансформаторное масло с завода, предназначенное для заливки в оборудование, дополнительно проверяется на стабильность, тангенс угла диэлектрических потерь и натровую пробу.

          Масло из трансформаторов с пленочной защитой проверяется на влагосодержание и газосодержание, а из трансформаторов с азотной защитой — только на влагосодержание. Масло из баковых выключателей 110 кВ и выше испытывается на пробивное напряжение, содержание механических примесей и взвешенного угля после выполнения ими предельно допустимого числа коммутаций тока КЗ.

           Масло из силовых трансформаторов мощностью более 6300 кВ А и напряжением 6 кВ и выше, из измерительных трансформаторов напряжением выше 35 кВ и негерметичных маслонаполненных вводов не реже 1 раза в 3 года проверяется  по сокращенному анализу. Сокращенный анализ проводится и для масла из герметичных вводов при повышенных значениях угла диэлектрических потерь вводов, а также масла трансформаторов при срабатывании газового реле на сигнал.

          Проверка масла из масляных выключателей производится при капитальном, текущем и внеплановом ремонтах.

           Масло, не удовлетворяющее нормам на электрическую прочность, подвергается центрифугированию и очистке от всех загрязнений. Однако при этом легкие волокна, частицы взвешенного угля, смолистые вещества остаются в масле вследствие небольшой разницы плотностей масла и примесей. Более глубокая очистка достигается  при использовании фильтр-пресса. При фильтровании масло под давлением 0,4 — 0,6 МПа продавливается насосом через пористую среду (бумагу) с большим количеством капилляров, задерживающих в себе частички воды и примесей размером более 10 — 15 мкм.

          Экономичным и совершенным способом является сушка масла распылением в вакууме, когда  в специальной вакуумной камере производится тонкое распыление увлажненного масла. Образующиеся при этом пары воды отсасываются вакуумным насосом, а осушенное масло выпадает в виде капель на дно камеры.

         Распространен способ сушки масла при помощи синтетического цеолита. По составу цеолиты являются водными алюмосиликатами кальция или натрия. Цеолиты содержат огромное количество пор, имеющих размеры молекул. При пропускании сырого масла через слой высушенного цеолита молекулы воды поглощаются его порами и удерживаются в них. Устройство цеолитовой установки показано на рисунке 2.6.1.

        Регенерация — это восстановление окисленного масла, т. е. удаление из него продуктов старения. Обычно сталкиваются с регенерацией эксплуатационных масел с кислотным числом, не превышающим 0,3 — 0,4 мг КОН/г., для которых применяют методы, основанные на использовании различного рода адсорбентов. Применяются искусственные и естественные адсорбенты. Из искусственных употребляются крупнопористый силикагель сорта КСК (крупный силикагель крупнопористый) и окись алюминия. Из  естественных чаще других используется отбеливающая земля — «зикеевская опока». Естественные адсорбенты дешевле искусственных, но и менее эффективны по своей активности.         

Восстановление масел происходит в процессе фильтрации его через слой зерен адсорбента. Для этого адсорбент помещается в специальный аппарат — адсорбер (рисунок 2.6.2), через который насосом прокачивается масло. Пропуск масла контролируется расходомером и составляет 250— 360 л/ч.

 

        Рисунок 2.6.1 - Схема цеолитовой установки для сушки масла:      

         1 – маслонасос; 2 маслоподогреватель; 3 – фильтр механической очистки;

         4 – цеолитовый фильтр-адсорбер; 5 – манометр; 6 - расходомер

 

         Для очистки масла, сливаемого из оборудования во время ремонта, а также находящегося в работающем оборудовании, используются передвижные адсорберы (рисунок 2.6.3), в которых регенерация ведется под постоянным наблюдением персонала, так как нельзя допускать колебаний уровня масла. Зернистые адсорбенты, потерявшие активность, восстанавливаются в особых камерах продувкой воздухом, нагретым до 200 ⁰С.       

       Для предохранения масла от влаги и загрязнений воздуха применяются воздухоосушительные фильтры, устройство и установка которых на трансформаторе показана на рисунке 2.6.4. В нижней части фильтра помещен масляный затвор 5, работающий по принципу двух сообщающихся сосудов. Он очищает проходящий через него воздух от механических примесей. В верхней части фильтр  снабжен патроном с голубым индикаторным силикагелем.

Действие фильтра состоит в следующем. С понижением температуры трансформатора объем масла в нем уменьшается. При этом порция атмосферного воздуха засасывается в трансформатор через масляный затвор. Проходя через слой силикагеля, атмосферный воздух осушается и попадает в расширитель трансформатора. При нагревании трансформатора, когда масло начинает оказывать давление на воздушную подушку, процесс проходит в          обратном порядке. Об увлажнении силикагеля свидетельствует изменение  цвета индикаторного силикагеля из голубого в розовый.

 

 

 

Рисунок 2.6.2 - Передвижной адсорбер для регенерации масла:                           1 -  корпус адсорбера;  2 – вход масла; 3 – перфорированное дно с сеткой;                  4 –   зернистый адсорбент; 5 – фильтрующее устройство; 6 – выход масла;                  7 – кран для выпуска воздуха;  8 – цапфы для поворота корпуса

        Одним из способов защиты масла в силовых трансформаторах от окисления является применение термосифонных фильтров, которые представляют собой металлические цилиндры, заполненные адсорбентом, непрерывно поглощающими продукты окисления масла.

 

Рисунок 2.6.3 - Схема установки для регенерации масла в     трансформаторе, находящемся в ремонте:            

           

            1 – трансформатор; 2 – подогреватель; 3 – адсорбер; фильтр-пресс

 

         Термосифоны присоединяют к трансформаторам так же, как радиаторы охлаждения. У трансформаторов с охлаждением ДЦ и Ц их крепят у выносных охладителей. Масло в термосифоне перемещается сверху вниз. В качестве адсорбента применяется силикагель марки КСК или активная окись алюминия с зернами 2,7 — 7 мм. Расчетная емкость термосифона составляет 2 % объема масла в баке, расширителе и охладителях трансформатора. Подключение термосифона производят к трансформаторам со свежим маслом — это дает наилучшие результаты. Адсорбент заменяют, когда кислотное число масла станет равным 0,1 — 0,15 мг КОН/г.

          Лучшим способом защиты масла в трансформаторах от окисления является устранение прямого контакта масла с атмосферным воздухом и влагой, что  достигается герметизацией трансформаторов и заменой воздуха над поверхностью масла инертным газом, например азотом ( рисунок 2.6.5)

          При схеме рисунка 2.6.5,а  объем азотной подушки выбирается равным при мерно 15 % объема залитого масла. Для обеспечения выхлопа газа из бака при повреждении внутри трансформатора все герметизированные транс- форматоры снабжаются механическими реле давления, срабатывающими при повышении давления в баке до 75 кПа.

         В схеме рисунка 2.6.5,б пространство над маслом в расширителе соединено трубкой с эластичным резервуаром из химически стойкого и газонепроницаемого материала. Система заполнена постоянным количеством азота, давление которого сохраняется равным атмосферному давлению при любом режиме работы трансформатора.

        При нагреве трансформатора уровень масла в расширителе поднимается и азот, заполняющий его, переходит в эластичный резервуар, объем которого увеличивается. При охлаждении трансформатора уровень масла в нем понижается, азот выходит из эластичного резервуара и занимает пространство в расширителе, освободившееся при сжатии масла. При этом стенки эластичного резервуара опадают.       

          При монтаже азотной защиты на трансформаторе производится тщательное уплотнение отдельных его узлов и соединений в пространстве над маслом. Герметичность соединений проверяется опрессовкой системы азотом при давлении 50 кПа. Масло в трансформаторе дегазируется (удаляется кислород) и азотируется (насыщается азотом). Дегазация производится распылением масла под вакуумом или путем замещения кислорода азотом при помощи продувок.

         Эксплуатация силовых трансформаторов с азотной защитой мало чем отличается от эксплуатации обычных трансформаторов. По внешнему состоянию эластичного резервуара ведется контроль за состоянием газоплотности системы. Два раза в год из эластичных резервуаров отбираются пробы газа на содержание кислорода. Подпитку азотом производят по мере его утечки. Доливка масла в трансформатор производится через нижний кран с помощью специального приспособления, исключающего попадание воздуха в трансформатор.

 

 

 

Рисунок 2.6.4 -  Воздухоосушитель:                1 – труба для присоединения; 2 – стенка бака; 3 – соединительная гайка; 4 - смотровое окно патрона патрона с  индикаторным селикагелем; 5 – масляный затвор; 6 – указатель уровня масла в зат- воре

      

 

    Рисунок 2.6.5 - Схемы конструктивного выполнения азотной защиты масла в трансформаторах:            

          

             а) – система с переменным давлением азота над поверхностью масла; б) – система    с нормальным атмосферным давлением азота с применением эластичного резервуара; 1 – бак трансформатора; 2 – эластичный резервуар; 3 – козлы для подвешивания резервуара

        

       Свежее, нормально очищенное масло содержит смолы, являющиеся естественными антиокислителями, а масло, регенерированное адсорбентами, утрачивает их. Повышение стабильности  регенерированных масел достигается совместным применением термосифонных фильтров и специальных антиокислительных присадок. В  качестве антиокислителей широко используются ионол, амидопирин и другие вещества.

          Ионол, будучи введенным в масло в количестве, равном 0,2 % массы масла, эффективно задерживает окисление, однако не извлекается из масла адсорбентами. Ионол практически полностью предотвращает образование осадка в хорошо очищенных маслах. Амидопирин, подобно ионолу, задерживает образование кислот и осадка и увеличивает срок службы примерно в 2 — 3 раза. Однако при введении в масло амидопирина термосифонные фильтры загружают только окисью алюминия, так как силикагель обладает способностью адсорбировать амидопирин.

         Для защиты от увлажнения масла во вводах применяются масляные затворы. Их выполняют в виде цилиндра, разделенного на две части цилиндрической перегородкой, имеющей снизу отверстия для перетока масла из одной части в другую. Масло заполняет менее половины цилиндра и не имеет прямого контакта с маслом во вводе. Сверху воздушное пространство одной части затвора сообщается с воздушной подушкой в расширителе ввода, другой части — с атмосферой. Все температурные колебания объема масла и давления во вводе компенсируются изменением уровней запирающей жидкости в цилиндре затвора.

 

          3  Ремонт трансформаторов и автотрансформаторов   

 

          3.1 Подготовка трансформаторов к  ремонту и объемы  работ

 

  Для устранения неполадок и предупреждения аварий трансформаторы периодически выводят в текущий и капитальный ремонты.

  В объем текущего ремонта трансформатора входят наружный осмотр, чистка, устранение выявленных повреждений. При этом проверяется состояние уплотнений кранов систем охлаждения, работа маслоуказателя, действие газовой защиты, действие автоматических устройств систем охлаждения и пожаротушения. Из отстойника расширителя спускаются влага и осадки, выпадающие из масла. Проверяется степень увлажненности силикагеля в воздухоочистителе, адсорбционных и термосифонных фильтрах. Если в массе зерен индикаторного силикагеля лиловой окраски встречаются зерна розового цвета, силикагель заменяется. Заменяется масло в масляном затворе воздухоосушителя, отбираются пробы масла из трансформатора и маслонаполненных вводов. Проверяется работа устройств регулирования напряжения. Осматривается система азотной защиты.

  При текущем ремонте трансформаторов измеряется сопротивление изоляции обмоток и определяется отношение /.  Измерения выполняются при помощи мегаомметра на напряжение 2500 В. Текущие ремонты главных трансформаторов станций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд выполняются не реже 1 раза в год, если указанные трансформаторы снабжены РПН, при отсутствии РПН — не реже 1 раза в 2 года.

   При капитальном ремонте производятся вскрытие трансформатора, тщательная проверка и ремонт всех его узлов и испытания. В условиях эксплуатации капитальный ремонт крупных трансформаторов производится на месте установки. Трансформаторы небольшой мощности ремонтируют в мастерских электрических цехов электростанций.

   Капитальный ремонт главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных трансформаторов собственных нужд электростанций проводят первый раз не позже чем через 8 -лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем — по мере необходимости в зависимости от состояния трансформатора.

Чтобы не допустить увлажнения изоляции за время ремонта и включить трансформатор в работу без сушки, осмотр и ремонт его активной части нужно проводить в сухую ясную погоду. При этом активную часть разрешается держать на воздухе с относительной влажностью менее 75% не более 24 ч для трансформаторов до 35 кВ включительно и 16 ч для трансформаторов 110— 500 кВ.  Температура активной части при ремонте должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее, чем на 10^О С.  В случае дождливой погоды осмотр производят в помещении, где температура воздуха поддерживается выше температуры наружного воздуха не менее, чем на 10'С.   Время пребывания активной части на воздухе может быть увеличено (не более, чем вдвое по сравнению с указанным выше), но при этом температура окружающего воздуха должна быть выше 0 ^О С, относительная влажность менее 75%, а температура активной части должна превышать температуру окружающего воздуха не менее, чем на 10 ^О С. Если пребывание активной части на воздухе будет более продолжительным, чем указано выше, потребуется контрольная подсушка или сушка изоляции, необходимость которых устанавливается по результатам измерений изоляционных характеристик.

  Капитальный ремонт трансформатора без разборки его активной части включает  разборку вспомогательного оборудования; подъем съемной части бака (колокола) или крышки и активной части (у трансформаторов с верхним разъемом бака) и установку их на ремонтной площадке; осмотр и ремонт активной части; осмотр и ремонт вспомогательного оборудования; контрольную подсушку или сушку изоляции активной части; испытания.

 Перед разборкой трансформатор осматривают снаружи, выясняют, какие неисправности наблюдались в работе; проверяют работу систем охлаждения и устройств переключения ответвлений обмоток; осматривают арматуру, сварные швы, армировку изоляторов, уплотнения и составляют опись внешних дефектов. Затем измеряют изоляционные характеристики / , tg, С₂,/C₅₀, проводят сокращенный анализ и измерение tg,  масла из бака. Потом сливают масло из бака с подсосом воздуха через осушитель и измеряют С/С изоляции трансформатора.

  После выполнения указанных работ демонтируют приборы контроля, устройства защиты, автоматики и управления системой охлаждения. Снятые приборы сдают в лабораторию на проверку.

  Далее снимают расширитель, предохранительную трубу, термосифонный фильтр и охладители. Отсоединяют и снимают с помощью специальных траверс маслонаполненные вводы СН, ВН и вводы НН. Перед снятием вводы НН отсоединяют от гибких отводов через люки.

  Перед подъемом съемной части равномерно ослабляют и снимают болты по всему периметру разъема бака. Освобождают распорные болты между баком и активной частью. Выполняют строповку крышки бака или колокола, приподнимают их с помощью лебедки или крана и устанавливают на ремонтной площадке. У мощных трансформаторов с нижним разъемом активная часть обнажается при снятии колокола. Для ремонта она, как правило, остается на поддоне. У трансформаторов, баки которых имеют верхний разъем, активная часть вынимается из бака и устанавливается на ремонтной площадке.

 При ремонте проверяется состояние изоляции обмоток, прессующих деталей обмоток, отводов и болтовых соединений, изоляционных цилиндров, барьеров и перегородок; магнитопровода и его заземления, изоляции стяжных шпилек, прессующих колец ярмовых балок и бандажей; переключателя ответвлений обмоток.

  Для осмотра обмоток и магнитопровода трансформатора необходимо прежде всего демонтировать изоляционные перегородки и другие элементы его главной изоляции. При снятии перегородок следует проверить, не касаются ли они обмоток и отводов, а также нет ли следов электрических разрядов между ними. Главную изоляцию проверяют внешним осмотром и считают ее пригодной для дальнейшей эксплуатации, если электрокартон не хрупок и при сгибании вдвое не ломается. Осматривают и проверяют бакелитовые цилиндры, нет ли на их поверхности трещин, следов разряда, не расслаиваются ли они. Поврежденные цилиндры заменяют новыми.

  При осмотре изоляции обмоток проверяют, не имеет ли она повреждений, разбуханий, и определяют ее механическую прочность. При обнаружении преждевременного старения изоляции (хрупкость, потеря эластичности) выясняют причины этого явления и принимают меры к их устранению. При осмотре прессующих деталей (брусьев, шайб, колец) проверяют их состояние и достаточность прессовки обмоток. Важно установить отсутствие деформации и смещения обмоток, что может быть результатом слабой прессовки. При необходимости обмотки подпрессовывают с помощью изоляционных брусьев и клиньев.

 При осмотре отводов проверяют состояние их изоляции, паек и контактов, а также крепящих отводы изоляционных деталей. Разъемные контакты отводов разбирают и зачищают. Паяные контакты, имеющие дефекты, переделывают заново. Нарушенную изоляцию контактов заменяют новой.

Магнитопровод осматривают во всех доступных для осмотра местах. При этом проверяют плотность сборки пакетов стали, отсутствие следов нагрева, целость заземления и соединений прессующих колец и ярмовых балок с магнитопроводом. Степень прессовки стали магнитопровода проверяют специальным ключом путем приложения к гайкам прессующих шпилек нормированных усилий.

  Состояние изоляции листов стали проверяют измерением сопротивления постоянному току лаковой пленки пакетов стали и всего магнитопровода. Сопротивление изоляции стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок, проверяют мегаомметром на 1000— 2500 В. Сопротивление изоляции при этом не нормируется, устанавливается лишь отсутствие замыканий.

  Проверяют состояние охлаждающих масляных каналов в магнитопроводе и обмотках. Минимальная высота каждого масляного канала в обмотках должна быть не менее 4 мм. В каналах не должно быть отложений шлама, препятствующих циркуляции масла.

  У трансформаторов, имеющих переключатели ПБВ, проверяют состояние валов, изоляционных цилиндров, деталей крепления, исправность контактов и достаточность их нажатия. Переключатель должен легко перемещаться из одного положения в другое. У трансформаторов, снабженных устройствами РПН, проверяют исправность всех механизмов переключателя: валов, шестерен, кулачков сцепления и пр. Обращается внимание на отсутствие люфтов в кинематической схеме привода. Проверяют состояние реакторов (или резисторов), надежность работы и отсутствие нагара на контактах контактора и избирателя. При необходимости устанавливают новые пары контактов. В баке контактора заменяют масло.

  В процессе ремонта переключающего устройства измеряют переходное сопротивление его контактов и силу контактного нажатия. Переходное сопротивление одного контакта, измеренное микроомметром, не должно выходить за пределы 10 - 20 мкОм. Силу контактного нажатия измеряют динамометром, с помощью которого оттягивают подвижный контакт до тех пор, пока не выпадет контрольный щуп, зажатый между контактами. Результаты измерений сравнивают с паспортными данными.

  После тщательного осмотра, проверки и устранения всех выявленных дефектов и повреждений активная часть трансформатора промывается струей сухого горячего (60 ^оС) масла той же марки, которым трансформатор был заполнен до ремонта.

  После снятия колокола или выемки из бака активной части приступают к  осмотру и ремонту бака и его арматуры. Наружную поверхность бака и крышки очищают от грязи, устраняют места течи масла, заменяют уплотнения, восстанавливают поврежденную окраску поверхности бака.

  При ремонте расширителя и выхлопной трубы выявляют и устраняют места течи масла в сварных швах. Осмотр внутренней поверхности расширителя производят через боковые люки. При этом стенки расширителя, отстойник и маслоуказатель очищают от загрязнений и промывают горячим маслом. Заменяют все дефектные уплотнения. Проверяют целость мембраны выхлопной трубы и качество ее уплотнения.

  Термосифонные и адсорбционные фильтры проверяют на отсутствие течи масла (при необходимости ремонтируют), очищают и заполняют свежим высушенным адсорбентом. Воздухоосушитель также очищают, проверяют исправность масляного затвора, заменяют основной и индикаторный силикагель.

          Навесные радиаторы у трансформаторов с системой охлаждения Д очищают, ремонтируют и промывают горячим маслом. Аналогичным образом поступают с охладителями и маслопроводами систем охлаждения ДЦ и Ц. Радиаторы и системы охлаждения ДЦ и Ц испытывают на герметичность.

  Циркуляционные насосы, вентиляторы и их электродвигатели полностью разбирают, осматривают и заменяют износившиеся детали (подшипники, рабочие колеса и пр.). У электродвигателей проверяют состояние обмоток, паек, креплений. Мегаомметром на 500 В измеряют значение сопротивления изоляции (допустимое значение не менее 0,5 МОм). Вентиляторы дутья вместе с электродвигателями балансируют (значение вибрации должно быть не более 60 мкм).

  Маслонаполненные и фарфоровые вводы очищают и осматривают для выявления трещин в фарфоре, проверки креплений, контактов, надежности уплотнений. В маслонаполненных вводах заменяют масло. Ремонтные работы, связанные с разборкой вводов, проводят в специализированных мастерских.

  После выполнения ремонтных работ активную часть трансформатора, имеющего верхний разъем, поднимают и опускают в бак. Затем устанавливают резиновые прокладки и крышку бака. У трансформаторов с нижним разъемом устанавливают на поддон съемную часть — колокол. Разъем равномерно стягивают болтами. Активную часть раскрепляют внутри бака. После этого устанавливают вводы и соединяют их с отводами от обмоток. Устанавливают газоотводные трубы. Расширитель и выхлопную трубу пока не устанавливают, их люки и все отверстия в съемной части бака плотно закрывают заушками.

  Собранный трансформатор проверяют на герметичность путем создания в баке разрежения. Проверкой выявляется качество сварных швов и уплотнений. Чтобы не повредились покрышки вводов при создании вакуума в трансформаторе, их до начала проверки соединяют временными резиновыми шлангами с вакуумным пространством бака. Трансформатор считают герметичным, если не будет выявлено никаких дефектов и значительного изменения первоначального значения разрежения в течение 1 ч.

  Трансформатор выдерживают под вакуумом от 6 до 10 ч. Затем при работающем вакуумном насосе бак трансформатора заполняют сухим при температуре 50 — 60 ⁰С маслом до уровня на 150 — 200 мм ниже уровня крышки. Вакуум в трансформаторе снимают постепенной подачей воздуха в пространство (над маслом) через силикагелевый (цеолитовый) воздухоосушитель.

  После заполнения трансформатора маслом проводят его окончательную сборку: устанавливают расширитель и выхлопную трубу, контрольно-сигнальные устройства; монтируют систему охлаждения и термосифонные фильтры. Затем в трансформатор доливают масло до уровня, соответствующего температуре окружающего воздуха.

  На полностью собранном и залитом маслом трансформаторе с регулированием напряжения над нагрузкой проверяют работу переключающего устройства. Для этого у устройств серии РНТ снимают круговую диаграмму, а у быстродействующих устройств серий РНОА и РНТА процесс работы контактора еще и осциллографируют. Правильность работы переключающего устройства оценивают сравнением полученных углов с заводскими данными. После снятия круговой диаграммы процесс переключения осциллографируют для установления очередности и времени срабатывания контактов контактора.

           3.2 Подсушка, сушка и нормы испытаний трансформаторов

   Когда  продолжительность пребывания активной части на воздухе не превысила допустимой и нет оснований предполагать, что изоляция значительно увлажнена, производится контрольная подсушка.  Подсушка заключается в прогреве активной части (циркуляцией масла через электронагреватели, токами КЗ, с помощью паровых нагревателей и другими способами) в масле с температурой в верхних слоях 80⁰ С. В процессе прогрева характеристики изоляции периодически измеряются. Прогрев прекращается, когда характеристики изоляции будут отвечать требованиям норм, но не раньше чем через 24 часа, не считая времени нагрева до 80⁰ С. Продолжительность контрольного прогрева не более 48 часов. Если за это время характеристики изоляции не достигнут требуемых значений, трансформатор подлежит сушке.

  Сушка изоляции трансформаторов состоит в том, что создаются условия, при которых влага перемещается из внутренних слоев изоляции к поверхности и с поверхности в окружающую среду. Перемещение влаги внутри материала происходит в соответствии с физическими законами от более влажных слоев к менее влажным и от более нагретых к менее нагретым. Перемещение влаги с поверхности изоляции в окружающую среду происходит под действием разности давлений пара на поверхности изоляционного материала и в окружающей среде. Таким образом, в процессе сушки необходимо повышать давление пара у поверхности материала, что достигается его нагревом, и понижать давление в окружающем пространстве путем создания вакуума или вентиляции сушильного пространства сухим воздухом.

  При сушке изоляции сухим воздухом активную часть трансформатора помещают в хорошо утепленную и защищенную изнутри от возгорания камеру. Сухой воздух в камеру подается от воздуходувки и удаляется через вытяжное отверстие, унося с собой пары воды. Температура входящего в камеру воздуха должна быть не выше 105 и выходящего не ниже 80 — 90⁰ С. Контроль за температурой ведется по термометрам. Количество воздуха, подаваемого в камеру за 1 мин, должно быть в 1,5 раза больше объема камеры.

  Наибольшее распространение получил индукционный способ сушки активной части в своем баке под вакуумом за счет тепла, выделяющегося в стенках бака от вихревых токов. Вихревые токи индуктируются специальной намагничивающей обмоткой, наматываемой на бак трансформатора.

  Для сушки активную часть опускают в совершенно сухой бак; в различных местах активной части устанавливают термопары и терморезисторы; крышку и все отверстия в баке тщательно уплотняют; стенки бака утепляют асбополотном или стеклотканью; снаружи под теплоизоляцией устанавливают термометры, на бак наматывают индукционную обмотку. Питание индукционной обмотки осуществляют от трансформатора мощностью 560 — 1000 кВ А, напряжением 380 В. Дно бака прогревают электрическими печами. Время нагрева активной части до температуры 100 — 105⁰ С  для трансформаторов 110 кВ  составляет 30 — 40 часов, а для трансформаторов 220- 500 кВ - 60-80 часов.

   Схема сушки представлена на рисунке 3.2.1. После проверки работы вакуумной системы подают напряжение на индукционную обмотку 2, включают печи донного подогрева и температуру в баке доводят до 100⁰ С. Затем включают вакуумные насосы 4 и открывают кран, через который в нижнюю часть бака подсасывается горячий воздух, забираемый из поддонного пространства через фильтр 5. Подсос воздуха регулируют с таким расчетом, чтобы вакуум в баке не поднимался выше 0,003 МПа. Для ускорения сушки режим нагрева чередуют со снятием вакуума и быстрым охлаждением верхних слоев изоляции, чтобы создать перепад температур между внутренними и внешними слоями изоляции. Контроль за сушкой ведется непрерывно. Каждый час записывают показания термометров и вакуумметра 7, производят измерения сопротивления изоляции мегаомметром на 2500 В. Сушка считается законченной, если устанавливается постоянное значение сопротивления изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь при неизменной температуре, а также прекращается выделение влаги в охладительной колонке. После этого нагрев прекращают, температуру в баке понижают до 80 — 85⁰С и трансформатор заполняют сухим маслом под вакуумом. Через б — 10 часов, когда изоляция пропитается маслом, активную часть вскрывают для осмотра и подпрессовки обмоток..

 

Рисунок 3.2.1- Схема сушки трансформатора в своем баке под вакуумом:

1- теплоизоляция бака; 2-витки индукционной обмотки; 3-охладительная колонка; 4-вакуум-насосы; 5-фильтр для очистки подсасывающего воздуха; 6-бачек для слива масла; 7-вакуумметр.

В период и после ремонта проводятся испытания, целью которых  является проверка состояния трансформатора и качества ремонта.

Характеристики изоляции при капитальном ремонте измеряются дважды: до начала ремонта и после окончания всех ремонтных работ. После капитального ремонта, проводимого без смены обмоток и изоляции, измеряется сопротивление изоляции обмоток трансформатора и определяется отношение . Измерение выполняется мегаомметром на 2500 В. Показания мегаомметра отсчитывают через 15 и 60 секунд от начала вращения его рукоятки. Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции  для масляных трансформаторов до 110 кВ при температуре 20 ⁰С должно быть не менее 600 МОм, а отношение . - не менее 1,3. Для  трансформаторов на большее номинальное напряжение сопротивление не нормируется, но учитывается при комплексном рассмотрении результатов измерений.

  Измеряется емкость обмоток при частоте 2 и 50 гЦ и определяется отношение С₂/С₅₀, а также отношение С /С. Для измерения указанных отношений применяются приборы ПКВ-7, ПКВ-8. Для трансформаторов с номинальным напряжением 110 - 150 кВ при температуре 20 ⁰С значение отношения С₂/С₅₀  должно быть менее 1,2 %, отношения С /С - менее 12%, а приращение отношений С /С , измеренных в конце и начале ремонта и приведенных к одной температуре, - менее 4 %.

  При помощи моста переменного тока измеряется tg  обмоток трансформатора. Для трансформаторов с номинальным напряжением 110 - 150 кВ при температуре 20⁰С значение tg  должно быть менее 2,5 %.

  Считается возможным включение трансформаторов в работу без контрольной подсушки и сушки, если измерения по окончании ремонта покажут, что сопротивление изоляции  понизилось, но не более чем на 30%, отношение С₂/С₅₀ возросло не более чем на 20%, tg   возрос не более чем на 30%, а отношение С /С  не более допустимых значений. Во всех остальных случаях изоляция подвергается сушке.

  При капитальных ремонтах трансформаторов испытываются и их вводы: измеряется tg     вводов; сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки; проводится анализ масла; проверяется качество  уплотнений.

 

           3.3  Ремонт активной части трансформатора

 

    3.3.1 Подготовка к ремонту, вскрытие и  разборка трансформатора

 

   Перед вскрытием трансформатора производится частичный слив масла  (по уровень верхнего ярма магнитопровода) и трансформатор прогревается  до температуры 60-70°С.  Разборку допускается производить на открытом воздухе в сухую и ясную погоду при относительной влажности воздуха до 85% . Температура активной части в процессе всего периода разгерметизации должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее, чем на 5°С и во всех случаях должна быть не ниже +10°С.

  Началом вскрытия активной части трансформатора считается начало слива масла, а концом - начало вакуумирования.  В период осмотра и ремонта активной части, а также после ремонта до полной герметизации в целях предохранения активной части от увлажнения рекомендуется применять внутри бака продувку сухим подогретым воздухом.

          После определения дефектов проводится частичный слив масла с подсосом воздуха через технологический воздухоосушитель ниже фланца ввода и  демонтируются газоотводные трубы, вентили, задвижки, расширитель, выхлопная труба и клапаны. Там, где нужно, устанавливаются  заглушки.

  Устанавливается установка для подачи подогретого и осушенного воздуха в бак трансформатора, и демонтируются вводы. У протяжных вводов отвертывается  наконечник, и ввертывается в наконечник отвода рым-болт, за который  закрепляется тросик для поддержания отвода при его снятии. У вводов зажимного исполнения внутри бака отсоединяется  отвод обмотки.  Отводы подвязываются к конструкциям активной части, и производится  подчистка контактных соединений ввода с обмоткой.

 Демонтаж герметичных вводов ГБМТ (с баками давления) производится вместе с баками давления, предохраняя соединительную трубку от повреждений и резких изгибов (радиус изгиба должен быть не менее 90 мм).

 После этого масло сливается  в систему маслохозяйства и снимаются  трансформаторы тока с бакелитовыми цилиндрами (предварительно проверить зазоры между цилиндрами и активной частью, которые должны быть не менее 30 мм).

 Отсоединив гибкие соединения через специальные люки, а также коробки вводов, снимаются вводы НН. Вводы, устанавливаемые в обойме, снимать вместе с обоймой.

 Зафиксировав переключающее устройство погружного типа, отсоединяется его крепление к баку трансформатора, после чего   маркируются  отводы, отсоединив их от переключателей напряжения и закрепив за активную часть.

 Затем проверяются зазоры между деталями активной части (ярмовыми балками, активной сталью, отводами, креплениями и др.) и баком. Отсоединяются заземляющие шинки, распорные болты, расцепляются  валы переключающего устройства, разбирается система направленного движения масла (если она есть), и  отсоединяется  переключающее устройство.

          Разъем бака развинчивается по периметру (равномерно  начиная с середины боковых сторон) и выполняется  стропка верхней части, после чего она поднимается  и устанавливается  на ремонтной площадке на деревянные брусья.

 

           3.3.2 Ремонт магнитопровода  

 Перед ремонтом осматриваются ярмовые балки и прессующие винты. В случае значительной деформации консолей их демонтируют, рихтуют, подваривают, тщательно очищают, обезжиривают и  окрашивают. Проверка состояния прессовки магнитопровода осуществляется с помощью ножа, лезвие которого не должно входить между пластинами от усилия руки.

 Определяются места перегревов, забоин и шлакообразований,  проверяется состояние  изоляции и схемы заземления магнитопровода. Признаками местных перегревов служат цвета побежалости  (изменение нормального цвета стали на желтый, фиолетовый, синий). Шлакообразования имеют вид черной спекшейся массы. Забоины необходимо выправить, шлакообразования  удалить

 Разрушенную межлистовую изоляцию в доступных местах  восстанавливают  с помощью конденсаторной бумаги или пропитывают бакелитовым лаком с помощью кисточки. При загрязнении вентиляционных каналов в магнитной системе их нужно промыть струей горячего трансформаторного масла.

 Если магнитопровод стянут шпильками, то необходимо проверить их сопротивление  изоляции  стяжных шпилек 2 верхнего и нижнего ярм относительно магнитной системы. Проверка осуществляется с помощью мегаомметра (рисунок3.3.1).

Если сопротивление изоляции шпильки значительно ниже остальных или равно нулю, необходимо отвинтить гайки, извлечь шпильку из ярмового отверстия вместе с изолирующей бумажно-бакелитовой трубкой. Если трубка и шпилька имеют признаки перегрева (обугливание изоляция, наличие цветов побежалости, оплавление) и при осмотре отверстия в ярме обнаружено замыкание кромок пластин, то верхнее ярмо следует разобрать и при необходимости пластины переизолировать. Поврежденные бумажно-бакелитовые трубки следует заменить.

Проверка сопротивления изоляции ярмовых балок относительно магнитной системы производится при отсоединенной заземляющей шинке, после чего она  устанавливается на место.

При замыкании между заземленными частями конструкции магнитопровода при снятых шинках заземления, их устранение осуществляется  путем создания зазора (не менее 8 мм по маслу) или прокладывания электрокартона толщиной более 3 мм в месте касания.

         У магнитных систем бесшпилечной конструкции (рисунок 3.3.2) ярма  подпрессовываются  подтяжкой гаек на внешних шпильках и полубандажах 1. Мегаомметром 8  проверяется качество изоляции полубандажей 1 и подъемных пластин 3, расположенных вдоль стержней по отношению к активной стали.

Рисунок 3.3.1- Измерение изоляции прессующих устройств магнитопровода шпилечной конструкции: 1 - магнитопровод; 2 - стяжная шпилька; 3 – мегаомметр

 

Рисунок 3.3.2 - Измерение изоляции прессующих устройств магнитопровода бесшпиличной конструкции: 1 - полубандаж; 2 - электрокартонная прокладка; 3 - подъемная пластина; 4 - ярмовая балка; 5 - прессующий винт; 6 - прессующее кольцо; 7 - стеклобандаж; 8 – мегаомметр

Значение сопротивления изоляции стяжных шпилек, полубандажей, ярм магнитопроводов и пр., измеренного мегаомметром на напряжение 2500 В, при t = 10°С не нормируется, но должно быть не менее 100 МОм

 

          3.3.3 Ремонт обмоток и изоляции

 

  Путем осмотра определяется отсутствие мест касания междуфазной изоляции с обмоткой и отводами (расстояние от междуфазной изоляции до прессующих колец и других заземленных частей должно быть не менее 30 мм),  наличие следов электрических разрядов и  крепление экранирующих витков. С помощью отвеса проверяется вертикальность столбов прокладок (отклонения допустимы в пределах ±5 мм от вертикальной оси прокладок).

  После проверки механической прочности изоляции  и ее соответствия  требованиям эластичности производится  опрессовка обмоток гидравлическими домкратами.

 Опрессовка обмоток проводится  одновременно на трех стержнях, при этом следует спрессовывать однотипные обмотки, одного класса напряжения. Когда опрессовка обмоток одновременно на трех стержнях невозможна из-за отсутствия оснастки, допускается выполнять опрессовку обмоток поочередно на отдельных стержнях в последовательности: крайний стержень, второй крайний стержень, средний стержень.

  Если на заводском чертеже нет специальных указаний об очередности опрессовки обмоток на стержне, то необходимо первыми спрессовывать обмотки, имеющие большее (общее на всю обмотку) усилие опрессовки; последними - обмотки с наименьшим (общим на всю обмотку) усилием опрессовки. Если две или несколько обмоток на одном стержне магнитопровода  имеют одинаковое усилие опрессовки, то в первую очередь спрессовывать обмотку, которая расположена первой от стержня.

  После опрессовки проверяется целостность креплений отводов. Поврежденные детали заменяются  новыми, предварительно просушенными не менее 48 ч при температуре 100-105°С и остаточном давлении 667 Па (5 мм рт. ст.) и пропитанными маслом под вакуумом при температуре 50°С.   Проверяется состояние паек контактных соединений. При необходимости соединения перепаять и  изолировать место пайки новой изоляцией (бумагой, лакотканью). Затягиваются гайки крепления реек, несущих отводы конструкции и разъемные соединения на отводах, и проверяются расстояния между отводами

  Схема заземления должна соответствовать заводским чертежам, а все шинки заземления не должны иметь подгаров и надрывов.

  Проверяется отсутствие замыканий между прессующими кольцами (при раздельной прессовке), а также между прессующими кольцами и активной сталью, отсутствие касаний краев изоляционных цилиндров и реек прессующих колец, а также   правильность и надежность установки заземлений.

  Бакелитовые цилиндры  должны быть надежно закреплены. В случае обнаружения на торце цилиндра небольших расслоений или трещин, ликвидировать их с помощью шпатлевки КФ-003. При наличии значительных дефектов цилиндры следует заменить. Проверяется состояние экранов вводов и боковых ярем, крепление реек изоляционных барьеров и экранов. Ослабленные крепления следует подтянуть (при необходимости просверлить в экранах новые отверстия и закрепить экраны).

             3.3.4 Ремонт переключающих устройств

  Ремонт переключающих устройств с ПБВ (переключение без возбуждения). При разборке трансформатора переключатель отсоединяется  от привода и  освобождается  верхняя муфта, соединяющая вал привода 3 со штангой привода 4 (рисунок 3.3.3). После обеспечения доступа к переключателю проверяется состояние контактных колец 12 и контактного стержня 10. 

Рисунок 3.3.3 - Схема установки переключающего устройства ПБВ:   1 – колпак привода; 2 – крышка бака; 3 – вал привода; 4 – штанга привода;  5 – ярмовая балка; 6 – стойка; 7 – длинный бумажно-бакелитовый цилиндр; 8 – защитный бумажно-бакелитовый цилиндр; 9 - гетинаксовый диск; 10 - контактный стержень; 11 - кабель; 12 - контактные кольца; 13 - короткий цилиндр

 

       Шлам или пленка, образовавшаяся на контактах, удаляется с помощью ветоши, смоченной в бензине. При обнаружении оплавлений необходимо выяснить причину их появления и устранить ее.  Небольшие оплавления зачищаются мелкой шлифовальной шкуркой.

  Если переключатель не заменяется, контакты  нужно развернуть так, чтобы поврежденные части не контактировали, и  проверить упругость пружин контактных колец 12. Усилие, развиваемое контактными пружинами, должно быть в  20-50 Н (2-5 кг-с).

  Изоляционные диски 9, втулки, цилиндры 7, 8 и 13 очищаются от  шлама кистью и чистой ветошью, смоченной в масле. Проверяется надежность крепления переключателя к деревянным стойкам 6 и стоек к ярмовым балкам 5, и  производится прогонка устройства с первого до последнего положения и обратно 5-10 раз для снятия окислов с контактов переключателя.

  После окончания работ и заливки трансформатора маслом проверяется герметичность уплотнения привода с крышкой (стенкой) бака. В случае течи масла заменяется сальниковая набивка в верхнем фланце привода и (или) резиновая прокладка под фланцем.

  Ремонт переключающих устройств с РПН (регулирование под нагрузкой). После отключения трансформатора до слива масла необходимо осмотреть части переключающего устройства: (крышку) контактор 4, газоотводящую систему контактора с газовым реле и расширителем, маслоуказатель контактора и маслорасширителя (с целью определения течей масла), целостность диафрагмы (мембраны) защитного устройства бака котактора (рисунок 3.3.4).

 

Рисунок 3.3.4 - Схема установки переключающего устройства РПН:   1 - привод; 2 - нониусная муфта; 3 - вертикальный карданный вал; 4 - контактор; 5 - горизонтальный вал; 6 – избиратель

 

  В случае обнаружения неисправностей выясняется причина течей или изменения уровня масла и отмечается мелом места течей для устранения их в процессе ремонта. Проверяется цвет силикагеля в воздухоосушителе контактора (при наличии осушителя), и при необходимости заменяется силикагель.

  Затем производится прогонка устройства от начального до конечного положения и обратно 6-10 раз для снятия окислов с контактов. Для устройств SАV, SCV, SDV дополнительно сделать 100 переключений: с предизбирателем G19 или реверсором W19 на положениях 11-8-11; с предизбирателем G23 или реверсором W23 на положениях 13-10-13; с предизбирателем G27 или реверсором W27 на положениях 15-12-15.

  После этого берется проба  масла из бака контактора для определения его качества. Масло подлежит замене, если параметры его не соответствуют требуемым, указанным в таблице 3.1. Масло заменяется после 50000 переключений в устройствах PC, SAV, SCV, 25000 переключений в устройствах РНО и РНОА или после 4-х лет работы для устройств SAV,SCV, SDV

  Предварительно открыв пробку для выпуска воздуха из бака или предохранитель от избыточного давления и слива масла из бака контактора производится снятие круговой диаграммы последовательности действия элементов переключающего устройства в обоих направлениях переключения при полном обороте вертикального карданного вала 3 привода 1 во всех положениях переключающего устройства. По этой диаграмме определяется состояние элементов устройства для предварительного выяснения объема его ремонта.

Зафиксировав положение избирателей по указателю датчика положения 7 (рисунок 3.3.5), производится ремонт контактора.

 

Таблица 3.1 - Параметры трансформаторного масла

 

Переключающее устройство	Пробивное напряжение масла  менее		Влагосодержание, г/т,  не более
	в контакторе	для заливки
РНТ, РНО	22	30	-
РНОА на 35 кВ	30		-
РНОА на 110 кВ	35	50	25
РНОА на  220-330 кВ	40		-
PC	25		-
SАV, SC V, SDV	30	50	-

 

  Переключающие устройства SАV, SCV, SDV устанавливаются в положение 4. Предварительно застопорив механизм переключения и отметив включенные и выключенные контакты, извлекаются вынимаемые части и блоки сопротивлений.  Детали контактора очищаются от грязи,. Проверяется  надежность затяжки  и  контровки резьбовых соединений, состояние изоляции контактной системы (на отсутствие трещин, сколов, расслоений), состояние пружин ( на целостность, отсутствие изломов) и обрывов гибких связей.

    Далее производится проверка контактов. Если подвижные дугогасительные контакты устройств РНО (Т)-13, PHO(T)-21, PHO-17, РНО(Т)-20, РНО(Т)-23, РНТ-24 и неподвижные устройств РНО(Т)-13, РНО(Т)-21 обгорели до толщины 7 мм, а неподвижные дугогасительные контакты устройств PHO-17, РНО-20, РНО(Т)-23, РНТ-24 до толщины 24 мм, они подлежат замене.

 

Рисунок 3.3.5- Схема установки переключающего устройства РПН погружного типа:   1 - привод; 2 - нониусная муфта; 3 - вертикальный вал; 4 - контактор; 5 - горизонтальный карданный вал; 6 - избиратель; 7 - датчик положения; 8 - угловой редуктор; 9 - поворотный редуктор; 10 - датчик температуры

  В устройствах РНОА вспомогательные и дугогасительные контакты заменяются, если зазор между главными контактами в момент соприкосновения вспомогательных менее 1 мм.  Зазор измеряется после выведения контактора из статического положения ("замка") для двух плеч, величина берется по наименьшему зазору.

  В устройствах PC производится регулирование провалов и ремонт контактов (разрешается производить только один раз, а необходимость замены определяется минимально допустимой толщиной главных контактов: медная часть - 1,5 мм, металлокерамика - 1 мм).

  В устройствах SАV, SCV, SDV замена дугогасительных контактов производится тогда, когда вольфрамовая контактная накладка будет иметь толщину менее 1 м.

Во всех остальных случаях проводится ремонт контактов, заключающийся в запиливании главных контактов, с целью получения определенного соотношения медной и металлокерамической части (для ПУ типа PC) или в зачистке контактов с целью удаления заусениц, подгаров, оплавлений.

 Усилие нажатия в контактах  не должно превышать:  для дугогасительных контактов ПУ типа РНО (РНТ) - 50-60 Н (5-6 кГс) [при этом разница в давлениях между спаренными контактами одной фазы не должна превышать 3 Н (0,3 кГс)];  для контактов контактора ПУ типа РНОА:  главных - 180-240 Н (18-54 кГс),  вспомогательных - 180-220 Н (18-22 кГс),  дугогасящих - 80-100 Н (8-10 кГс);  для контактов контактора типа PC: главных - 350-420 Н (35-42 кГс), вспомогательных - 90-130 Н (9-13 кГс);  для главных контактов ПУ типа SАV, SCV, SDV - 26-38 Н (2,6-3,8 кГс).

 Исправность токоограничивающих сопротивлений проверяется путем измерения их значения и сравнения с паспортными данными.

 После этого вынимаемая часть и корпус контактора дважды промывается чистым сухим трансформаторным маслом (U_пр = 50 кВ) (желательно подогретым до 50-60°С) и устанавливается на место в  блок сопротивлений (PC, SАV, SCV, SDV), а бак контактора заливается чистым сухим трансформаторным маслом с параметрами, указанными в таблице 3.1 через расширитель (РНОА) или маслопровод для защитного реле (PC) до появления масла из пробки для выпуска воздуха.

 Ремонт избирателей и предизбирателей проводится после подъема колокола бака, со  снятым горизонтальным карданным валом 5 и отсоединенными отводами, соединяющими контактор с трансформатором. В устройствах погружного типа снимается переходной фланец, или, если устройство смонтировано без него, отсоединяются через люк отводы трансформатора для обеспечения возможности подъема колокола.

 Ремонт избирателей 6 состоит в осмотре всех их элементов: механической передачи, пружин контактов, изоляционных деталей, токоподводов на отсутствие поломок, обрывов, сколов, трещин и прочих неисправностей, могущих вызвать нарушение работы избирателей. Визуально проверяется надежность резьбовых соединений и  состояние контактных поверхностей.  Динамометром измеряется  усилие контактных пружин, которое должно быть в пределах: в избирателе и предизбирателе ПУ типа PC: на ток 200А-40-60Н (4-6 кГс), 400А-55-75Н (5,5-7,5 кГс), 600A-90-110H (9-11 кГс типа РНО СРНТ)-50-60Н (5-6 кГс); в ПУ типа SAV , SCV , 5DV ; избиратель - 60-90Н(6-9 кГс) предизбиратель - 40-65Н (4-6,5 кГс).

  После доступа к активной части измеряется давление главных контактов контактора устройств РНО (РНТ), которое должно быть 80-100 Н (8-10 кГс).

    После сборки трансформатора и присоединения ПУ к трансформатору и приводу производится  прокрутка ПУ вручную по всему диапазону на отсутствие заеданий и снимается осциллограмма действия контактов. Полученные данные сравниваются с данными в паспорте.

  В случае пребывания на воздухе более 100 ч для ПУ типа SАV, SCV, SDV, более 8-24 ч (в зависимости от влажности) для ПУ типа РНОА и  для остальных ПУ - более времени, оговоренного для активной части трансформатора,  перед опусканием в бак производится сушка ПУ. После окончания всех работ и сушки проверяется работа системы автоматического управления переключающих устройств и дистанционного управления приводом.

  Ремонт привода переключающих устройств с РПН производится в следующей последовательности:  осматривается  и проверяется надежность (затяжки, контровку) всех крепежных соединений; проверяется наличие смазки в колпачковых масленках, установленных на подшипниках валов привода и между трущимися частями механизма и редуктора (в случае необходимости эти части смазываются смазкой, указанной в эксплуатационной документации на привод);  осматриваются контакты пускателей, реле и других приборов и  целостность сигнальных ламп;  проверяется правильность остановки привода на выбранном положении и, в случае отклонения от нормы, регулируется торможение в соответствии с эксплуатационной документацией на привод;  проверяется работа крайних электрических и механических блокировок;  проверяется работа дистанционного указателя положений и при необходимости регулируется согласно эксплуатационной документации на привод;  проверяется сопротивление изоляции электрических цепей, которое должно быть не менее 0,5 МОм при измерении мегаомметром на напряжение 2500 В ТУ 25-04-2131-76;   проверяется состояние блокировки при ручном приводе (при установленной рукоятке ручного привода пуск электродвигателя должен быть невозможен);   проверяется действие нагревателей и командных кнопок.

 

         3.3.5 Сборка  трансформатора

 

  Сборка трансформатора осуществляется в следующей последовательности.

 Съемная часть бака устанавливается на поддон, равномерно и одновременно с двух диаметрально противоположных сторон завинчиваются болты разъема, и устанавливаются распорные устройства в соответствии с требованиями технической документации.

Собираются узлы трансформаторов тока с бакелитовыми цилиндрами и устанавливаются  на бак с соблюдением угла наклона и правильности расположения выводной коробки относительно выреза в цилиндре. После чего завинчиваются несколько направляющих шпилек во фланец бака и устанавливаются  маслонаполненные вводы.

 При установке вводов 500-1150 кВ на вводе закрепляется трансформатор тока и бакелитовый цилиндр, затем  подсоединяется отвод к вводу внутри бака,  с предварительно надетым экраном на контактную шпильку. После установки ввода завинчиваются болты разъема, закрепляется экран гайкой к вводу, надевается на контактную шпильку ввода наконечник отвода и закрепляется гайками.

 При установке маслонаполненных протяжных вводов в наконечник отвода ввертывается рым-болт с тросиком, через токоведущую трубу ввода и отводной блок пропускается тросик, устанавливаемый на крюке крана. Постепенно с помощью прикрепленного к наконечнику отвода тросика, отвод протягивается через токоведущую трубу ввода, а после установки ввода наконечник отвода закрепляется  за головку ввода и навертывается выводной наконечник.

 При установке герметичных вводов совместно с вводами устанавливаются и баки давления.   При этом проверяется и доводится  до нормы давление масла во вводах.

 При установке немаслонаполненных (сухих) вводов  сначала устанавливаются коробки вводов. Затем разъемные вводы укомплектовываются и устанавливаются с подсоединением отводов и проверкой правильности установки.

 По окончании сборки трансформатора  производится отбор и определение влагосодержания твердой изоляции. При обнаружении повышенного влагосодержания необходимо произвести подсушку или сушку активной части в собственном баке.

  После сборки к баку присоединяют маслосистему и вакуум-систему и  соединяют маслонаполненные вводы с баком трансформатора с установкой временного маслоуказателя для контроля уровня залитого в трансформатор масла.

 Затем проверяется герметичность бака, для чего включается вакуумный насос, открывается вентиль вакуум-провода на крышке бака трансформатора,  и равномерно, ступенями по 0,013 МПа (0,13 кг/см²) через каждые 15 минут, устанавливается вакуум с остаточным давлением 665 Па (5 мм рт. ст.), после чего вентиль вакуум-провода на крышке бака закрывается, вакуумный насос выключается, и в журнал записывается значение остаточного давления в баке. Через 1 час по вакуумметру устанавливается изменение давления внутри бака.

 Трансформатор считается герметичным, если остаточное давление в нем увеличивается не более чем на 665 Па (5 мм рт. ст.). При большем давлении определяется место натекания и устраняется дефект. Перед заполнением трансформатора маслом производится вакуумирование при остаточном давлении 665 Па (5 мм рт. ст.). Для трансформаторов 110-150 кВ - в течение 2 ч; трансформаторов 220-1150 кВ - в течение 20 ч.

 Для баков трансформаторов, не рассчитанных на полный вакуум, допустимое значение остаточного давления приводится в сопроводительной технической документации. При отсутствии таких данных остаточное давление для трансформаторов 110-220 кВ устанавливается 0,054 МПа (410 мм рт. ст.).

Затем трансформатор заполняется маслом со скоростью не более 3 т/ч при остаточном давлении не более 665 Па (5 мм рт.ст.). Температура заполняемого масла должна быть: для трансформаторов напряжением 110-150 кВ - не ниже 10°С;  для трансформаторов напряжением 220-1150 кВ - 45-60°С. Когда уровень масла в баке достигнет уровня ниже крышки бака на 150-200 мм,  заполнение  прекращается. После заполнения трансформаторы напряжением 110-150 кВ выдерживаются под вакуумом  в течение 6 ч; а трансформаторы напряжением 220-1150 кВ - в течение 10 ч.

 Затем вакуум снимается,  и активная часть пропитывается маслом при атмосферном давлении: для трансформаторов напряжением 110-150 кВ - в течение 3 ч; для трансформаторов напряжением 220-1150 кВ - в течение 5 ч. Снимать вакуум необходимо постепенно с подачей воздуха в бак трансформатора через силикагелевый воздухоосушитель.

 После этого устанавливается  расширитель, выхлопная труба  и газоотводящая система. Собирается и подсоединяется  к расширителю система масляной защиты. Устанавливаются  приборы газовой защиты и сигнализации, и производится  доливка масла через расширитель со скоростью не более 4 т/ч до уровня максимальной отметки маслоуказателя расширителя.

 После доливки бак трансформатора  испытывается избыточным давлением 0,6 м столба масла над расширителем в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10°С, и проводятся испытания трансформатора в соответствии с требованиями "Нормы испытаний электрооборудования».

 

          3.3.6 Подсушка и сушка твердой изоляции трансформатора

 

  Подсушка твердой изоляции трансформатора проводится в следующих случаях:  если характеристики изоляции, измеренные при капитальном ремонте, не соответствуют нормам испытания электрооборудования;  при появлении признаков увлажнения твердой изоляции;  при продолжительности пребывания активной части трансформатора превышающей:  для трансформаторов напряжением до 35 кВ 24 часа при относительной влажности до 75% и 16 часов при относительной влажности до 85%, и  для трансформаторов напряжением 110-500 кВ- 16 часов при относительной влажности до 75% и 10 часов при относительной влажности до 85%.

  Если во время вскрытия трансформатор будет прогрет (в течение всего периода нахождения активной части на воздухе) до температуры поверхности наружной обмотки, превышающей на 10°С температуру окружающего воздуха, то время пребывания активной части на воздухе удваивается.

  Сушка изоляции обмоток трансформатора проводится, если подсушкой характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями норм испытания электрооборудования, или продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте более чем в 2 раза превышает время, указанное выше.

 

        3.4 Ремонт бака и расширителя трансформатора

 

 Бак трансформатора устанавливается с наклоном 1,5-2% в сторону сливного отверстия, и   остатки масла сливаются в сливную емкость. Очистив наружную и внутреннюю поверхности бака от загрязнений и ржавчины, проверяется визуально состояние сварных швов,  обнаруженные места дефектов сварных швов завариваются.

 Зачистив места сварки от сварочных брызг и шлака металлическими щетками,  проверяется  качество  сварных швов. Для этого места подварки смачиваются изнутри бака керосином, а с противоположной стороны покрываются мелом. Отсутствие пятен на забеленной поверхности указывает на удовлетворительную маслоплотность сварного шва.

 Затягиваются крепления магнитных шунтов, проверяется и  восстанавливается поврежденная резьба отверстий гнезд, люков, и проверяется  состояние упорного бортика на разъеме бака.

  Для испытания столбом масла на крышке или на расширителе трансформатора необходимо установить трубу, нижний конец которой соединить с полостью бака, а верхний заполнить маслом до соответствующего уровня, указанного в заводской документации и технических условиях.

 Расширитель  5 (рисунке 3.4.1)  отсоединяется  от предохранительной трубы 4 с ее патрубком 3 от патрубка 10, соединяющего его с крышкой, и снимается. Внутренние и внешние поверхности очищаются от  загрязнений и ржавчины. Для более эффективного отделения ржавчины на внутренней поверхности расширителя допускается простукивание деревянным молотком по внешней поверхности. Внутренние поверхности расширителей больших диаметров следует очищать металлическими щетками и скребками через открытые люки и донышки.

 Внутренние поверхности расширителей малых диаметров (до 250-310) следует очищать встряхиванием  с цепью, пропущенной через фланец воздухоосушителя. Для расширителей малых диаметров допускается срезка одного дна газовой резкой, очистка внутренней поверхности металлическими щетками с последующей заваркой дна газовой сваркой или электросваркой.

 

Рисунок 3.4.1 - Расширитель трансформатора:   1 - кран; 2 - фланец; 3 - труба; 4 - труба предохранительная; 5 - расширитель; 6 - патрубок; 7 - крышка бака; 8 - кронштейн; 9 - реле газовое; 10 – патрубок

 Очищенные поверхности расширителя протираются ветошью, смоченной керосином (уайт-спиритом), расширитель заглушается и испытывается на маслоплотность избыточным давлением воздуха (наружные швы предварительно промазываются мыльным раствором). Места течей расширителя подвариваются.

       Затем заполняется расширитель сухим трансформаторным маслом до уровня верхней отметки маслоуказателя и выдерживается в таком состоянии в течение 3 часов. При обнаружении мест течей масла устраняется причина неплотностей (подтягиваются уплотнения или подвариваются сварные швы) и повторяется испытание.

 

            3.5 Ремонт предохранительных узлов

 

  Предохранительный клапан (рисунок 3.5.1) снимается  с бака, наружная поверхность корпуса 2 очищается от загрязнений и ржавчины, протирается ветошью, смоченной уайт-спиритом,  после чего  снимается крышка 7 и манжета 6. 

 

Рисунок 3.5.1- Предохранительный клапан:   1 - боковая крышка; 2 - корпус; 3 - рычаг; 4 -фланец; 5 - уплотнительный диск; 6 - манжета; 7 - крышка; 8 – болт

 

         Все соединения и пружины клапана осматриваются  и проверяются. При обнаружении дефектов в соединениях, нарушений целостности пружин или обнаружении на них раковин клапан подлежит замене. Ремонт и регулировка механизма не разрешается    

  Отсечной клапан (рисунок 3.5.2) снимается с  бака, наружная поверхность корпуса 1 очищается от загрязнений и ржавчины и протирается. Заменяется и устанавливается  манжета 6, предварительно смазанная трансформаторным маслом.

  Клапан  устанавливается на бак трансформатора, пробка 8 выворачивается  из корпуса 1, и масло сливается. Снимается кожух 7, и  проверяется  состояние и крепление соединительных проводов, кнопки 9 и электромагнита 13. Затем измеряется  сопротивление изоляции обмотки, и исправляются  вмятины и срывы резьб на токоведущих шпильках.

 

 

            Рисунок 3.5.2 - Отсечный клапан:

 

              1 - корпус; 2 - клапан; 3 - тяга; 4 - пружина; 5 - выводы; 6 - плита;

             7 - кожух; 8 - пробка;9 - кнопка; 10 - диск; 11 - стакан; 12 - вилка;

             13 – электромагнит

  

  После выполнения этих работ отсечной клапан собирается, устанавливается и закрепляется его кожух. Завертывается и уплотняется сливная пробка с заменой уплотняющей резины.

  Подсоединяются вводы и подается напряжение к обмотке электромагнита, проверяется срабатывание клапана по сигнальной лампе и звуковому сигналу (в положении "закрыто" лампа и сигнал должны быть включены). После этого  клапан взводится  в положение "открыто" вручную с помощью стакана 11 и стакан устанавливается на свое место.

   Расширительная труба (рисунок 3.5.3) отсоединяется от маслопровода и крышки трансформатора, очищается и протирается ветошью, смоченной уайт-спиритом, и испытывается на маслоплотность избыточным давлением воздуха 0,03 МПа (0,3 кг/см²) и мыльным раствором с определением мест течей и отметкой их мелом

  Снимается  фланец 7, прокладки 10, 11 и  стеклянный диск 6. Удаляются  остатки масла, внутренние поверхности протираются ветошью, смоченной уайт-спиритом, и труба продувается сжатым воздухом.  Места течей подвариваются электросваркой, сварные швы очищаются и  проверяются на маслоплотность керосином.

 

Рисунок 3.5.3 - Предохранительная труба:   1, 5, 7, 9 - фланец; 2 - корпус; 3 - диафрагма; 4 - болт; 6 - диск стеклянный; 8 - упорное кольцо; 10 - прокладка торцевая; 11 - прокладка торцевая; 11 - прокладка резиновая

  После сушки и окрашивания  на трубу устанавливаются прокладки 10, 11, стеклянный диск 6, фланец 7, уплотняется и заглушается фланец 5 (стеклянная диафрагма должна быть прозрачной, без сколов, царапин и трещин). Резиновые прокладки заменяются.

  Установив предохранительную трубу вертикально диафрагмой вниз, в нее заливается сухое трансформаторное масло до уровня 150-200 мм от верхнего фланца и выдерживается  в течение 1 часа.  При обнаружении утечек масла устраняется причина неплотности и  испытание повторяется.

  Реле давления (рисунок 3.5.4) снимается  с бака трансформатора или с переключающего устройства и очищается. Болты отворачиваются, снимается  стеклянный диск 10 и уплотняющие резиновые шайбы 11,  колпак 2.

 

Рисунок 3.5.4- Реле давления:   1 - кожух; 2 - колпак; 3 - корпус ударного механизма; 4 - боек; 5 - защелка; 6 - ось; 7 - сильфон; 8 - выключатель; 9 - пружина; 10 - стеклянный диск; 11 - уплотняющие резиновые шайбы

  Проводится проверка работы реле, для чего необходимо деревянным бруском нажать сверху на головку бойка и  тем самым сжать рабочую пружину 9. При достижении бойком 4 крайнего нижнего положения повернуть защелку 5  и снять давление. Заменив резиновые шайбы, установить стеклянный диск, колпак и установить реле на трансформатор.

  Газовое реле (реле Бухгольца) (рисункок 3.5.5 и  3.5.6.) снимается с трансформатора и очищается от загрязнений и ржавчины. Проверяется  действие рабочих элементов с помощью контрольного клавиша 7 ( рисунок 3.5.6.) При нажатии на клавишу должны опускаться вначале верхний поплавок 1 ( рисунок 3.5.5), а затем нижний поплавок 4. При этом должны срабатывать электрические контакты вначале верхнего, а затем нижнего рабочих элементов.

  Работа поплавков  контролируется через смотровые стекла 6 ( рисунок 3.5.6) в корпусе реле, а срабатывание электрических контактов - с помощью лампочки или других приборов.

	Рисунок 3.5.5 - Общий вид газового реле:   1 - верхний поплавок; 2 - постоянный магнит;3 - клапан; 4 - нижний поплавок; 5,6 -  переключающие лампы; 7 - зажимы подключения
	Рисунок 3.5.6 - Схема проверки газового реле:   1 - пробный кран; 2 - узел подсоединения кабеля; 3 - крышка; 4 - крышка смотровая; 5 - фланец; 6 - смотровые стекла; 7 - контрольный клавиш

 

  Защитное реле РГ-25/10 (рисунок 3.5.7) снимается с трансформатора, очищается, протирается, и   проверяется работа отключающего элемента с помощью контрольной кнопки 5. При нажатии на кнопку до упора отключающий элемент отклоняется, замыкая электрический контакт. При отпускании кнопки он возвращается в исходное положение.

  Контроль за положением рабочего элемента осуществляется через смотровое, стеклянное окно реле. Срабатывание электрического контакта  проверяется по сигнальной лампе.

 

              Рисунок 3.5.7- Защитное реле:

 

 а - общий вид; б - схема устройства;1 - корпус; 2 - пробка; 3 – смотровое окно; 4 - коробка выводов; 5 - контрольная кнопка; 6 - клапан; 7 - противовес; 8 - регулировочный винт; 9 - магнит; 10 - магнитоуправляемый контакт

           

 

               3.6 Ремонт вводов

 

           3.6.1 Замена уплотняющих прокладок

 

  Уплотняющие прокладки между фарфоровыми покрышками и сопрягающимися с ними металлическими деталями заменяются со снятием стяжного устройства и полным сливом масла из ввода. Все остальные прокладки заменяются без снятия стяжного устройства и слива масла.

         Замена прокладок со снятием стяжного устройства производится в следующем порядке: сливается масло из ввода и гидравлического затвора, и снимается расширитель; специальным приспособлением (рисунок 3.7.1) стягивается нижняя покрышка с соединительным стаканом, и распускаются пружины стяжного устройства в верхней части ввода. После этого  звездочка и пружины снимаются.

 Примечание. У вводов с предварительной затяжкой стяжного устройства (не имеющих нажимных винтов над пружинами) на шпильки навернуть гайки и сжать пружины так, чтобы можно было отвернуть стяжную гайку. Снять стяжную гайку, затем пружины. У вводов без предварительной затяжки пружин (имеющих нажимные винты над пружинами) вывернуть нажимные винты.

 

Рисунок 3.6.1 - Схема приспособления для разборки вводов:   1 - съемная плита; 2 - стягивающие шпильки с комплектом гаек;  3 - инвентарная подставка

 

Для замены прокладки на верхней покрышке необходимо  снять поддон и верхнюю покрышку, заменить прокладки и  установить верхнюю покрышку и поддон. Для замены прокладки на нижней покрышке необходимо установить на поддон временный стакан, вывернуть звездочку так, чтобы она не доходила до временного стакана на 2-3 мм, и  снять специальное приспособление (рисунок 3.6.1). Затем, поддерживая фарфоровую покрышку,  снять ее и  стакан и заменить прокладки, после  чего снова  установить покрышки и стакан, а затем стянуть их специальным приспособлением.

 После этого звездочка и временный стакан снимается, устанавливается  стяжное устройство и ввод затягивается  в обратной последовательности. При этом пружины затягиваются до высоты, измеренной до снятия стяжного устройства.

 Расширитель устанавливается на место, ввод промывается чистым и сухим маслом, подогретым до температуры 60-70°С под вакуумом 667 Па (5 мм рт. ст.), и  ввертывается пробка с уплотнением в нижний контактный наконечник.

 Из отверстия расширителя для выпуска выворачивается  пробка,  и в него ввертывается штуцер, к которому подсоединяется шланг, идущий от системы вакуумирования через промежуточный бачок с маслоуказателем. Затем необходимо ввернуть штуцер в маслоотборное устройство и соединить его с маслопроводом, после чего демонтировать воздухоосушитель  и установить пробку.

 Маслопровод перекрывается  и во вводе создается вакуум с остаточным давлением, равным 667 Па (5 мм рт. ст.), который выдерживается:  во вводах110 кВ в течение 6 часов; во вводах 150 кВ  в течение 12 часов; во вводах 220-330 кВ в течение 16 часов; во вводах 500-1150 кВ в течение 24 часов.

 Не снимая вакуума,  заливают масло до  уровня масла по маслоуказателю промежуточного бачка  2/3 высоты трубки. Затем  вводы снова выдерживаются под  вакуумом: 110 кВ в течение 6 часов; 150-220 кВ  в течение 12 часов; 330-1150 кВ в течение 24 часов.  Температура масла при заливке должна быть не ниже 35-40°С.

 Затем вакуум устанавливается снова, ввод выдерживается  под ним в течение 30 минут, после чего производится  доливка масла до появления его в промежуточном бачке. После доливки снова необходимо выдержать вакуум во вводах соответственно: 110 кВ  в течение 1 часа; 150-220 кВ в течение 2 часов; 300-1150 кВ в течение 3 часов. После доливки  и выдержки промежуточный бачок отсоединяется и отверстие для выпуска воздуха закрывается пробкой.

 Взамен временного штуцера на расширитель устанавливается воздухоосушитель, и  расширитель с гидрозатвором приводится в рабочее состояние  Уровень масла по маслоуказательному стеклу расширителя при температуре 15-20°С должен составить 2/3 высоты маслоуказателя.

 

          3.6.2  Замена масла при его несоответствии техническим нормам

 

  Ввод с трансформатора снимается, устанавливается на специальную подставку, и собирается  схема  по рисунку 3.6.2, которая тщательно промывается маслом без  присоединения к ней ввода.  Из отверстия в верхней части ввода вывертывается  пробка и в него ввертывается штуцер, на который  под струей масла надевается  шланг, присоединенный к баку с чистым маслом.

  Затем согласно схеме перекрывается  вентиль Кр 4, вывертывается  пробка в нижней части ввода, куда ввертывается штуцер, который  соединяется  промежуточными вентилямииКр 1 и Кр 5 с баком для слива отработанного масла 1 и приемным баком 6. При этом у вводов негерметичного исполнения необходимо предварительно слить масло из гидрозатвора, вывернуть воздухоосушитель и вместо него установить временную пробку, а у вводов герметичного исполнения с баками давления перекрыть вентили на вводе и баке давления и отсоединить бак давления.

Рисунок 3.6.2 - Схема замены масла во вводе:   1 - бак для слива отработанного масла; 2 - подставка; 3 - ввод; 4 - бак с чистым маслом (устанавливается выше ввода); 5 - фильтр-пресс; 6 - приемный бак (устанавливается ниже ввода); 7 – пробка для слива масла

 

  Открывая вентиль Кр 4, а  затем вентиль Кр 1, производится  слив старого масла при непрерывном притоке свежего,  после чего вентиль Кр 1 перекрывается.

  Затем производится промывка вводов. Открываются  вентили Кр 5 и Кр 3, включается фильтр-пресс и регулируется  так, чтобы уровень масла в приемном баке 6 достигал примерно 1/2 высоты маслоуказательного стекла. При опускании уровня масла до 1/4 высоты стекла фильтр-пресс отключается, а после заполнения стекла до 1/2 высоты вновь включается. Смена бумаги в фильтр-прессе производится через 2-3 ч.

 Промывка маслом фильтр-пресс производится для вводов: 110 кВ не менее 6 часов, для вводов 150-220 кВ  не менее 12 часов, для вводов 330-500 кВ  не менее 24 часов и для вводов 750-1150 кВ не менее 30 часов. По истечении указанного времени отбирается проба масла и проверяется  диэлектрическая прочность и tg d масла. Промывка ввода прекращается после достижения нормированных значений диэлектрической прочности масла и тангенса угла диэлектрических потерь tgd при 70°С.

 Затем перекрываются  вентили Кр 4 и Кр 3, вывертывается штуцер из нижней части ввода и ставится глухая пробка. Включается вакуум-насос и  вводы выдерживается под вакуумом при остаточном давлении не более 667 Па (5 мм рт. ст.) соответственно:  110 кВ- не менее 4 часов; 150-220 кВ -  не менее 8 часов;  330-500 кВ - не менее 12 часов; 750-1150 кВ -не менее 16 часов

 После этого вакуум снимается,  ввод отсоединяется  от вакуум-насоса, ввертывается пробка, в соответствии с инструкцией по эксплуатации заполняется гидравлический затвор, вывертывается временная пробка, и ввертывается  трубка воздухоосушителя.

 При увлажнении изоляции необходимо произвести  подсушку ввода, для чего необходимо предварительно  промыть ввод, собрать   схему подсушки, включить циркуляцию масла, прогреть ввод до температуры 70°С со скоростью 10°С/ч, а затем создать в нем  вакуум со скоростью 0,027 МПа/ч до остаточного давления 667 Па (5 мм рт. ст.). После этого залить масло, подогретое до 70°С, и путем многократной циркуляции его добиться показателей изоляции, удовлетворяющих нормам. После достижения соответствующих показателей производится окончательная заливка масла.

          3.6.3 Особенности ремонта вводов с баками давления и типа элегаз-масло (СВТР-750)

 Ремонт вводов с баками давления ГБМТ производится аналогично ремонту вводов без бака давления в объеме, приведенном  выше. Поскольку бак давления с сильфонным устройством поставляется в герметичном исполнении, то  разборке  он  не подлежит.

         В случае необходимости замена масла в баке давления производится следующим образом. Частично сливается масло из системы ввод-бак,  и снимается  давление. Бак давления отсоединяется  от ввода. Вывертывается  пробка выпуска воздуха в верхней части ввода, и вместо нее устанавливается штуцер, подсоединенный  к промежуточному бачку с воздухоосушителем.  При снятии давления  необходимо следить за показаниями манометра, и при нулевом положении стрелки вентили перекрыть;

 После слива масла бак давления испытывается воздухом в водяной ванне давлением 0,1 МПа (1 кг/см²).  Обнаруженные места течи завариваются, зачищаются и окрашиваются.  Далее бак давления и соединительная трубка от измерительного устройства, предварительно продутая воздухом, промывается  горячим маслом, подогретым до 60-70°С,  после чего масло сливается.

 Далее бак давления проверяется на отдачу, для чего он подсоединяется к вакуум-системе через промежуточный бачок вместимостью 20-30 литров, и штуцер, установленный вместо верхней пробки, а также к маслосистеме через вентиль бака давления. В баке создается давление не более 667 Па (5 мм рт. ст.) и выдерживается  в течение 30 мин. Не снимая вакуума, бак и промежуточный бачок, заполняются  маслом, подогретым до 20-25°С. Дождавшись устойчивого уровня масла в промежуточном бачке, вакуум снимается,  вакуум-система  отсоединяется и на бак давления устанавливается верхняя пробка с уплотнением. Подачей в бак масла давлением 0,3 МПа (3 кг/см²), проверяется отдача сильфонного устройства путем  вливания  масел в измерительную емкость через нижнее отверстие до давления 0,025 МПа (0,25 кг/см²), и затем сравнивается полученная отдача с расчетной (по паспорту)

 Масло снова  сливается и заполняется повторно, причем давление доводится до 0,25 МПа (2,5 кг/см²). Затем от  ввода отсоединяется промежуточный бачок, вывертывается штуцер из отверстия для выпуска воздуха, и ввертывается пробка с уплотнением.

 Проверенный бак давления присоединяется  к вводу, для чего к баку давления присоединяется  трубка, приоткрываются вентили бака и ввода, и под струей масла из бака и ввода присоединяется трубка к вводу. Затем  вентили на вводе и баке давления открываются полностью, и устанавливается рабочее давление согласно  инструкции завода-изготовителя.

  Если необходимо заменить неисправный манометр, то вентили на вводе и баке давления закрываются, неисправный манометр снимается. Новый манометр устанавливается при  приоткрытом вентиле на баке давления под вытекающей струей масла.  Затем вентили на вводе и баке давления открываются полностью и  опломбироваются.

  При ремонте вводов типа элегаз-масло (типа СВТР-750) следует учесть, что во избежание повреждения вводов типа  ГМСВТР при закрытых вентилях на вводе и баке давления 8 (рис.3.6.3) время на все ремонтные работы не должно превышать 1 ч. Все работы, связанные с вводами ЭСВТР и токопроводом, необходимо проводить при давлении во вводе и токопроводе не более 0,02 МПа (0,2 кг/см²);

 

Рисунок 3.6.3 - Ввод СВТР:   1 – ввод СВТР; 2 - болт МЗО; 3 - токопровод; 4 – измерительное устройство  с электроконтактным мановакуумметром; 5 - косынка; 6 - опорный фланец; 7 - вывод;  8 -бак давления с манометром; 9 – ввод ГМСВТР

 

 В случае обнаружения течей масла или элегаза из мест болтовых соединений необходимо подтянуть эти соединения. При обнаружении течей масла или элегаза в соединительных трубках и в ниппельных уплотнениях необходимо подтянуть накидные гайки, а при неисправном манометре необходимо произвести его замену. Работы по замене следует проводить в соответствии с аналогичными работами по маслонаполненным вводам. После окончания всех работ отобрать пробы масла на анализ.

 При понижении давления элегаза ниже значения необходимого по эксплуатационной документации необходимо произвести его подкачку и  отбор пробы элегаэа. Затем необходимо проверить состояние внутренней изоляции вводов ГМСВТР и произвести высоковольтные испытания вводов СВТР.

          3.6.4 Ремонт съемных вводов и вводов с твердой изоляцией

 При ремонте  съемных вводов (рисунок 3.6.4)    разбираются наружные и внутренние поверхности фарфоровых изоляторов 12 и токоведущие стержни 13 очищаются от загрязнений,  детали протираются  ветошью, смоченной уайт-спиритом, и обдуваются  сухим сжатым воздухом. Исправляются вмятины и  срывы резьб на токоведущей шпильке. Опиливаются и зачищаются рабочие контактные поверхности токоведущего наконечника, и на них наносится антикоррозионное покрытие (лужение). Зачищаются и покрываются  лаком или краской незначительные сколы и трещины на изоляторах. При больших сколах и трещинах изоляторы заменяются.

 После этого вводы собираются, заменяются уплотняющие резиновые прокладки и проводятся электрические испытания.

 При ремонте армированных вводов напряжением до 35 кВ необходимо проверить их на отсутствие повреждений, определить степень разрушения армированных швов,  протереть поверхности ветошью, смоченной уайт-спиритом,  обдуть сжатым воздухом, зачистить и покрыть лаком или краской незначительные сколы и трещины на изоляторах.  После этого произвести ремонт токоведущих шпилек, контактных пластин и лопаток и произвести испытания повышенным напряжением  на стенде (рисунок 3.6.5).

 Что касается ремонта вводов с твердой изоляцией, то в условиях эксплуатации  он производится  только путем устранения внешних дефектов фарфоровой покрышки. Работы по устранению внутренних неисправностей не производятся.

Рисунок 3.6.4 - Съемный ввод:   1 - наконечник; 2 - болты; 3 - гайка; 4 - втулка; 5 - резиновое кольцо; 6 - колпак; 7 - винт для спуска воздуха; 8 - резиновая прокладка; 9 - выступы на шпильке; 10 - шайба из электрокартона; 11 - бортик на шпильке; 12 - фарфоровый изолятор; 13 - стержень токоведущий; 14 - шпилька; 15 - гайка; 16 - фланец; 17 - прижимной кулачок; 18 - резиновая прокладка; 19 - крышка бака; 20 - гетинаксовая втулка; 21 - шайба; 22 – гайка

 

 

Рисунок 3.6.5 - Схема для испытания   съемного ввода:   1 - винт для спуска воздуха;      2 - изолятор фарфоровый; 3 - бак для заливки масла;      4 - манометр;      5 - вентиль со штуцером

          3.7  Ремонт средств защиты масла от воздействия окружающей среды

    3.7.1 Ремонт воздухоосушителя  и установки азотной защиты масла

  Для ремонта воздухоосушителя его наобходимо снять, разобрать,  очистить внутреннюю поверхность корпуса от загрязнений и просушить. После просушки нужно заполнить патрон 2 индикаторным силикагелем 1 и установить стекло в смотровом окне (рисунок 3.7.1). Заполнение  фильтра сухим силикагелем 3 необходимо выполнить так, чтобы под крышкой оставалось свободное пространство высотой 15-25 мм.

  После выполнения указанных операций можно установить масляный затвор и залить его чистым, сухим трансформаторным маслом 6 через пробку до установленной отметки.

Рисунок 3.7.1 - Воздухоосушитель:   1 - индикаторный силикагель; 2 - патрон; 3 - силикагель; 4 - затвор воздухоосушителя; 5 - стекло контроля наличия масла в затворе; 6 - масло трансформаторное;7 - путь движения воздуха

  Схема установки азотной защиты приведена на рисунке 3.7.2. Прежде всего необходимо произвести контроль герметичности соединений, арматуры, целостности мягких резервуаров мыльным раствором при избыточном давлении 3 кПа (0,03 кг/см²). В случае обнаружения повреждений мягких резервуаров 3 азотной защиты следует устранить их путем наложения заплат из однотипного материала (прорезиненной ткани).

          После проведения ремонта необходимо повторно провести контроль герметичности, а затем провести смену силикагеля в азотоосушителе 4.  Для этого перекрывается вентиль, соединяющий расширитель с мягким резервуаром, снимается нижняя крышка осушителя азота, высыпается силикагель,

 

 

 

           Рисунок 3.7.2 - Установка азотной защиты масла:

                         1 - надмасляное пространство расширителя; 2 - шкаф; 3 - мягкий резервуар; 4– азотоосушитель устанавливается и уплотняется заглушка.

 Затем снимается верхняя заглушка осушителя, заполняется  0,9 его объема силикагелем,  устанавливается и уплотняется заглушка и открывается вентиль, соединяющий расширитель с мягким резервуаром. Перед сменой силикагеля нужно высушить его при  температуре  150-170°C не менее 4 часов до влажности не более 1%. Затем  охладить его до температуры 50-60°С,  просеять и пропустить через магнитный сепаратор.

         3.7.2 Ремонт пленочной защиты масла

  Прежде всего  производится осмотр внутренней поверхности гибкой оболочки  1  и  визуально проверяется  наличие масла в ее полости (рисунок 3.7.3). При обнаружении в оболочке масла необходимо демонтировать ее и проверить на герметичность при избыточном давлении воздуха до распрямления. После этого оболочка проверяется на герметичность путем нанесения мягкой кистью мыльного раствора на ее поверхность. Оболочка считается герметичной, если по истечении 15 мин после обмыливания отсутствуют пузырьки воздуха.

В случае обнаружения незначительных повреждений (проколы), место прокола необходимо уплотнить с помощью двух резиновых прокладок, устанавливаемых с наружной и внутренней сторон поврежденного участка и стягиваемых специальным болтом с металлическими шайбами.

 

          Рисунок 3.7.3 - Расширитель с гибкой оболочкой:

           а - расположение гибкой оболочки; б - принципиальная схема работы;

           1 - гибкая оболочка; 2 - стрелочный маслоуказатель; 3 - патрубок; 4 - монтажный люк;    5 - расширитель; 6 - сборный коллектор; 7 - штанга маслоуказателя; 8 - вентиль для доливки масла

                3.7.3 Ремонт фильтров непрерывной регенерации масла

                (термосифонные фильтры) и абсорбных фильтров

   Конструкции термосифонных фильтров  для различных систем охлаждения приведены на рисунке 3.7.4. Фильтр отсоединяется от трубопроводов, соединяющих его с баком трансформатора,  разбирается   корпус 5  и защитная сетка 4 очищается  от грязи, после чего промывается чистым сухим трансформаторным маслом. Затем фильтр собирается и испытывается на маслоплотность избыточным давлением 50 кПа (0,5 кг/см²) трансформаторным маслом, нагретым до температуры 50-60°С  в течение 30 мин. Течи  устраняются электросваркой, и  проводятся повторные испытания.

  После засыпки через снятую крышку 6 верхнего патрубка предварительно отсеянный от пыли сухого силикагеля фильтр и маслопроводы устанавливаются на трансформатор и  заполняются маслом.  Для этого  необходимо открыть пробку для выпуска воздуха 2  и немного открыть кран нижнего патрубка до появления масла в пробке.

  Закрыв нижний вентиль и дав маслу отстояться в течение  1 часа, пробка на нижнем патрубке открывается и масло сливается до полного удаления продуктов отстоя, после чего пробка закрывается и  открывается верхний и нижний вентили трубопроводов для окончательного заполнения фильтра маслом.

            Рисунок 3.7.4 - Фильтр непрерывной регенерации масла:

               а - для трансформаторов с системой охлаждения типа "ДЦ"; б - для трансформаторов        с системой охлаждения типа "Ц" (адсорбционный фильтр); в - для трансформаторов с системой охлаждения типа "ДиМ";

            1 – патрубок; 2 - пробка для выпуска воздуха; 3 - подъемное устройство; 4 - защитная сетка;  5 - корпус; 6 - крышка; 7 - защитное устройство; 8 - сливная пробка; 9 - полуось;     10 - расширительное устройство;   11 – рама; 12 – фиксирующий упор

  Ремонт абсорбных фильтров заключается в их разборке,  удалении отработанного сорбента, очистке и  обезжиривании. Фильтр промывается трансформаторным маслом, подогретым до 50-60°С, и испытывается на герметичность избыточным давлением масла 0,2 МПа (2 кг/см²) в течение 30 мин.

Затем абсорбный фильтр засыпается отсеянным от пыли силикагелем и промывается через фильтр-пресс. Силикагель, поставляемый в негерметичной упаковке, перед засыпкой прокаливается при температуре 500-600°С.

 

         

Список литературы

 

1.         Пособие для изучения правил технической эксплуатации электрических станций и сетей. – М.: НЦ ЭНАС, 2000.

2.         Цирель Я.Н., Полянов В.С. Эксплуатация силовых трансформаторов на электрических станциях и в электрических сетях. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

3.         Худяков З.И. Ремонт трансформаторов. – М.: Высшая школа, 1977.

4.         Объем и нормы испытания электрооборудования. Изд. шестое. – М.: ЭНАС, 1998.

5.         Инструкция по эксплуатации изоляторов в районах с загрязненной атмосферой. – С-П.: АО НИИПТ, 1996.

6.         Мандрыкин С.А., Филатов А.А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и сетей.- М.: Энергоатомиздат, 1983.

7.         Селивахин А.И., Сагутдинов Р.Ш.  Эксплуатация электрических распределительных сетей.- М.: Высш. Шк., 1990.

8.         Сборник методических пособий по контролю состояния электрооборудования. – М.: АО  «ФИРМА ОРГРЭС»,1998.

9.         Голоднов Ю.М. Контроль за состоянием трансформаторов. – М.: Энергоатомиздат, 1998.

10.     Мусаэлян Э.С. Наладка и испытание электрооборудования электростанций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат, 1986.

11.     Грудинский П.Г., Мандрыкин С.А., Улицкий М.С. Техническая эксплуатация основного электрооборудования станций и подстанций. – М.: Энергия, 1974.

 

                                          Содержание

                                                                                                                                 

Введение……………………………………………………………………………..   3

1 Организация эксплуатации и ремонта электрооборудования…………………    4

1.1 Организация эксплуатации электрооборудования электрических сетей    4             

1.2 Структура и оперативное управление предприятием электрических сетей …..5

.3 Планово – предупредительный ремонт и неразрушающие методу контроля электрооборудования………6                               

2        Эксплуатация трансформаторов и автотрансформаторов …………………….  10                      

2.1 Особенности конструкции ……………………………………………………... 10

2.2 Системы охлаждения и их обслуживание……………………………………    18

2.3 Эксплуатация устройств регулирования напряжения………………….. …..   23      

2.4 Включение и контроль за работой……………………………………… 28       

2.5 Системы и группы соединений и фазировка трансформаторов…………  30        

2.6 Эксплуатация трансформаторных масел…………………………………   35    

3 Ремонт трансформаторов и автотрансформаторов…………………………     44  

3.1 Подготовка трансформаторов к ремонту и объемы выполняемых работ  …...44   

3.2 Подсушка, сушка и нормы испытаний трансформаторов……………….   49              

3.3 Ремонт активной части трансформатора………………………………………  51

3.4 Ремонт наружных узлов трансформатора…………………………………  63          

3.5 Ремонт предохранительных узлов………………………………………….64        

3.6 Ремонт вводов…………………………………………………………………  69

3.7 Ремонт средств защиты масла от воздействия окружающей среды         ………. 76

         Список литературы…………………………………………………… 81

 

 

 

Сергей Евгеньевич Соколов

Владимир Николаевич Сажин

 

                 Эксплуатация и ремонт силовых трансформаторов

                                            Учебное пособие

 

 

Редактор  Ж.М.Сыздыкова

Доп. план 2005г., поз. 4

 

Сдано в набор

Формат 60х84 1/16

Бумага типографская №2

Объем 5.0 уч.-изд. л.      Тираж 100 экз.  Заказ №            Цена 160 тенге.

Подписано в печать

 

Копировально- множительное бюро

Алматинского института энергетики и связи

480013 Алматы, ул. Байтурсынова, 126

Алматинский институт энергетики и связи

 

Кафедра электрических станций, сетей и систем

 

 

                                                                                                          УТВЕРЖДАЮ

                                                         

                                                               Проректор по учебно-методической работе

                                                                ______________Э.А. Сериков

                                                               “______” ___________2005г

 

             ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

                                            Учебное пособие

 

СОГЛАСОВАНО:                                           Рассмотрено и одобрено на

Начальник УМО                                             заседании кафедры ЭССиС

_____________ О.З Рутгайзер                       Протокол № __ от _____2004г

“_____” __________2004г                              Зав. кафедрой

                                                                          ______________  С.Е. Соколов 

Редактор                                                           Составители:

___________ Ж. М.Сыздыкова                                     __________   С.Е. Соколов

“_____ “ _________2005г                                             ___________  В.Н. Сажин

 Специалист по стандартизации

____________ Н.М. Голева

«____»__________ 2005 г.

                                                                                                

Алматы 2005