Ремонт трансформаторов

1. Ремонт трансформаторов

Трансформатором называется электромагнитный аппарат, предназначенный для преобразования одной первичной системы переменного тока в другую вторичную, имеющую другие характеристики, в частности другое напряжение.

Обычно трансформатор состоит из стального замкнутого сердечника и двух или нескольких электрически не связанных между собой обмоток.

Тогда в замкнутой цепи, состоящей из обмотки 2 и приемника 4, под влиянием э. д. с. будет переменный ток и на зажимах обмотки переменное напряжение U2. Магнитный поток при нагрузке создается токами I 1 и I 2 и по-прежнему обеспечивает магнитную связь между обмотками трансформатора, благодаря которой осуществляется передача электроэнергии от обмотки 1 к обмотке 2.

Рис. 2. Силовой трехфазный трехобмоточный трансформатор ТДТГ-16000/110: 1 - маслонаполненный ввод ВН (110 кВ); 2 - токопроводящий стержень (шпилька); 3 - указатель уровня масла ввода ВН; 4, 6 - вводы СН (35кБ) и НН (10 кВ); 5 - бумажно-бакелитовый цилиндр ввода ВН; 7 - привод переключающего устройства обмотки ВН; 8 - предохранительная труба; 9 - газовое реле; 10 - расширитель (консерватор); 11 - указатель уровня масла в расширителе; 12 - воздухоосушитель; 13 - проушина для подъема активной части трансформатора; 14 - ярмовая балка; 15 - линейный отвод ВН; 16 - переключающее устройство обмотки ВН; 17 - обмотка ВН; 18 - экранирующие (емкостные) витки обмотки ВН; 19 - термосифонный фильтр; 20 - тележка с катками; 21 - площадка для установки домкрата; 22 - маслоспускной кран; 23 - бак; 24 - радиатор (трубчатый охладитель); 25 - электропроводка питания электродвигателей дутья; 26 - электродвигатель с крыльчаткой (дутьевой вентилятор); 27 - привод переключающего устройства обмотки СН; 28 - крюк для подъема трансформатора.

На рисунке 2 показан трансформатор ТДТГ мощностью 16000 кВ-А и напряжением 110 кВ. снабжен рядом дополнительных устройств, обеспечивающих его длительную работу. Трансформатор содержит маслонаполненный ввод / (ВН), в котором уровень масла контролируется с помощью указателя 3; термосифонный фильтр 19, обеспечивающий непрерывную очистку и регенерацию всего объема масла; воздухоосушитель 12, предотвращающий увлажнение масла и, следовательно, сохраняющий его высокую диэлектрическую прочность; радиаторы (трубчатые охладители) 24, снабженные вентиляторами 26, которые обеспечивают хорошую циркуляцию и охлаждение масла; проушину 13, облегчающую и упрощающую подъем активной части при необходимости осмотров или ремонтов ее отдельных деталей. В современных мощных силовых трансформаторах используют электроизоляционные материалы, обладающие более высокими диэлектрическими показателями, новыеконструкции магнитопроводов, обмоток, переключателей и других частей трансформатора.

Если трансформатор содержит две обмотки обмотку высшего напряжения, и обмотку низшего напряжения, присоединяемую к сети более низкого напряжения, то он называется двухобмоточным.

В энергетических установках применяются также трехобмоточные трансформаторы, имеющие три обмотки: высшего напряжения, среднего напряжения и низшего напряжения. В радиотехнике и автоматике используются многообмоточные трансформаторы с тремя, четырьмя и пятью обмотками.

Трансформатором с ответвлениями называется трансформатор, обмотки которого имеют специальные ответвления для изменения соотношения между числами витков обмоток. Та из обмоток трансформатора, к которой подводится энергия переменного тока, называется первичной обмоткой, другая, от которой энергия отводится, называется вторичной. В соответствии с названиями обмоток, все величины, относящиеся к первичной обмотке, как, например, напряжение, мощность, ток, сопротивление и т.д., тоже называются первичными, а относящиеся ко вторичной обмотке вторичными. Если первичной обмоткой является обмотка высшего напряжения, а вторичной обмотка низшего напряжения, то такой трансформатор называется понижающим. При вторичном напряжении выше первичного трансформатор называется повышающим. Соответственно системе тока имеются трансформаторы одно-, трех- и многофазные. Обмоткой многофазного трансформатора является совокупность всех соединенных между собой фазных обмоток.

Для улучшения охлаждения трансформатора его сердечник вместе с обмотками размещается в баке с жидкостью, обычно трансформа торным маслом; такие трансформаторы называются масляными. Трансформаторы с воздушным охлаждением называются сухими.

1.1 Причины и виды ремонта

В обеспечении безаварийной длительной работы трансформатора большую роль играет его изоляция. Различают изоляцию маслонаполненного трансформатора внешнюю и внутреннюю. К внешней относят воздушную изоляцию, находящуюся вне бака, например изоляционное расстояние по воздуху между вводами трансформатора. Внутренней является изоляция, расположенная внутри бака. Она делится на главную и продольную. К главной изоляции относят детали, изолирующие обмотки друг от друга и от заземленных частей, например электрокартонные (мягкие) и бумажно - бакелитовые (жесткие) цилиндры, масляные каналы и др. Главная изоляция обмотки класса напряжения 35 кВ показана на рис. 3 а, и обмотки 110 кВ на рис. 3 б.

В продольную изоляцию входит изоляция витков обмотки, между ее катушками или дисками, между слоями и элементами емкостной защиты обмотки. В процессе работы трансформатора все элементы его главной и продольной изоляции подвергаются различным воздействиям, снижающим их электрическую прочность и сроки службы. Наиболее сильное отрицательное воздействие на электрическую прочность изоляции оказывают химические процессы, происходящие в трансформаторе из-за наличия в изоляции посторонних примесей в виде: влаги, оставшейся в изоляции при недостаточной сушке обмоток после ремонта или скопившейся вследствие увлажнения охлаждающего масла трансформатора; остатка растворителя пропиточного лака, не удаленного при запекании пропитанных обмоток; воздушных или газовых включений в изоляцию, оставшихся при заполнении бака трансформаторным маслом; посторонних механических примесей и твердых частиц, попавших в бак при его заполнении маслом.

При работе трансформатора, сопровождающейся повышенным нагревом его внутренних частей, химические процессы становятся более интенсивными и их отрицательное воздействие на изоляцию резко возрастает.

Рис. 3. Расположение главной изоляции обмоток классов напряжений: а-35 кВ, 6-110 кВ; 2 - уравнительная и ярмовая изоляции; 3 - стержень магнитопровода; 4, 5 - изоляционные цилиндры обмоток НИ и ВН; 6 - обмотки НИ и ВН; 7, 11 - прессующее и емкостное кольца; 8, 12 - верхнее и нижнее ярка; 9 - угловые шайбы; 10 - междуфазные перегородки.

При увеличении в твердой и мягкой изоляции содержания влаги, недостаточном удалении из нее растворителей, воздуха и газовых включений электрическая прочность изоляции снижается, а срок службы изоляционных покрытий в результате химических реакций резко сокращается. Присутствие в масле различных механических примесей (волокон и др.) снижает его пробивное напряжение.

Отдельные изоляционные детали, например бумажно-бакелитовые цилиндры, испытывают и механические воздействия, вызываемые электродинамическими усилиями, которые возникают в обмотках при сквозных коротких замыканиях.

Качество изоляции основной показатель, определяющий надежность трансформатора в эксплуатации, поэтому при ремонте трансформаторов качеству и соблюдению технологии изоляционных работ необходимо уделять особое внимание. Изоляция отремонтированного трансформатора должна без повреждений и ухудшений диэлектрических свойств выдержать весь комплекс послеремонтных испытаний, а также электрические, тепловые, химические и другие воздействия на нее, возможные в процессе работы трансформатора.

Наиболее уязвимой и часто повреждающейся частью трансформатора являются его обмотки ВН и реже НН. Повреждения чаще всего возникают вследствие снижения электрической прочности изоляции на каком-либо участке обмотки, в результате чего происходит электрический пробой изоляции между витками и их замыкание на этом участке, приводящее к выходу трансформаторов из строя. Нередки случаи перехода напряжения с обмотки ВН на обмотку НН из-за ухудшения состояния изоляции между ними.

В трансформаторах могут повреждаться также вводы, переключатели, крышка и другие детали. Примерное соотношение повреждений отдельных частей трансформатора следующее:

- обмотки и токопроводящие части - 53%;

- вводы -18%;

- переключатели -12%;

- все остальные части, взятые вместе -17%.

Исследования причин аварийных выходов трансформаторов из строя показали, что обычно аварии происходят из-за неудовлетворительного обслуживания и низкого качества ремонта.

Трансформатор с поврежденными обмотками или другими его частями подлежит немедленному выводу из работы и ремонту. Наиболее распространенная в электроремонтных цехах большинства предприятий структурная схема ремонта трехфазных трансформаторов с масляным охлаждением показана на рис. 4.

В соответствии с этой схемой поврежденный трансформатор, находящийся на складе неисправных трансформаторов в ожидании ремонта, поступает в дефектационно - подготовительное отделение, состоящее из трех участков: разборки и мойки, дефектировки обмоток и механической части трансформатора.

На разборочном участке очищают трансформатор, сливают масло из его расширителя, бака и маслонаполненных вводов, а затем, убедившись из записей в сопроводительных документах и из предварительных испытаний в неисправности трансформатора, переходят к его разборке и дефектировке.

Разборку трехфазного масляного двухобмоточного трансформатора и ряда его частей производят одновременно или с небольшим смещением во времени. Дефектировкой трансформатора называют комплекс работ по выявлению характера и степениповреждения его отдельных частей. Работа по дефектировке наиболее ответственный этап ремонта, поскольку при этом определяются действительный характер и размеры повреждений, а также объем предстоящего ремонта и потребность в ремонтных материалах и оснастке. Поэтому производящий дефектировку должен хорошо знать не только признаки и причины неисправности, но и способы их безошибочного выявления и устранения. Характерные неисправности силовых трансформаторов и возможные причины их возникновения приведены в табл. 1.

Рис. 4. Функциональная схема ремонта силовых трансформаторов с масляным охлаждением

Таблица 1. Неисправности трансформаторов и возможные причины их возникновения

Повреждения внешних деталей трансформатора (расширителя, бака, арматуры, наружной части вводов, пробивного предохранителя) можно выявить тщательными осмотрами, а внутренних деталей - различными испытаниями. Однако результаты испытаний не всегда позволяют точно установить действительный характер повреждений, поскольку любое отклонение от нормы, выявленное в результате испытаний (например, повышенный ток холостого хода), может быть вызвано различными причинами, в том числе витковым замыканием в обмотке, наличием замкнутого контура тока через стяжные болты и прессующие детали, неправильным включением параллельных обмоток и др. Поэтому в процессе дефектировки, как правило, разбирают трансформатор и при необходимости поднимают активную часть, что позволяет не только точно установить причины, характер и масштабы повреждений, но и определить требуемые для ремонта трансформатора материалы, инструменты и приспособления, а также время.

Новейшие силовые трансформаторы отечественного производства при правильной эксплуатации могут работать без ремонта в течение 25 лет и более. Однако для определения технического состояния и предупреждения аварий «Правила технической эксплуатации» предусматривают планово-предупредительные ремонты (ППР) трансформаторов.

Согласно этим правилам главные трансформаторы электрических станций и подстанций (через которые передается основная часть электрической энергии) и трансформаторы собственных нужд (обеспечивающие питание потребителей, от которых зависит работа самой станции, подстанции) нужно по мере необходимости вскрывать для осмотра и ремонта. Вскрывать и осматривать следует также трансформаторы после длительной транспортировки к месту установки.

Планово-предупредительные ремонты заранее предусматривают и включают в план ремонтов. Ремонты трансформаторов подразделяют на текущие, средние и капитальные. Текущий ремонт является часто профилактическим ремонтом без вскрытия трансформатора. В него входят: наружный осмотр; выявление и устранение мелких дефектов в арматуре, системе охлаждения, навесных устройствах; подтяжка креплений; устранение течей масла и доливка масла; протирка наружных поверхностей от загрязнений; измерение сопротивления изоляции обмоток и другие мелкие работы. Текущий ремонт выполняет эксплуатационный персонал, обслуживающий электроустановку. Средний ремонт включает вскрытие трансформатора с подъемом активной части (или съемной части бака, если бак имеет нижний разъем); мелкий ремонт и осмотр отдельных устройств, активной части (без ее разборки); замену вводов, отводов, переключающих устройств, охладителей, тёрмосифонного фильтра, маслозапорной арматуры, масляных насосов, вентиляторов и т.д. Его выполняют с отключением трансформатора на сравнительно непродолжительное время в зависимости от объема заботы (от нескольких дней до нескольких недель).

Капитальный ремонт включает в себя объем среднего ремонта и активной части с ее разборкой и восстановлением или заменой обмоток и главной изоляции, иногда ремонт магнитной системы с переизолировкой пластин. При капитальном ремонте обязательна сушка активной части. Капитальные ремонты вызвана в отдельных случаях повреждением обмоток и изоляции в результате аварий, износом изоляции. Кроме того, в энергетическом хозяйстве имеется еще сравнительно много отечественных и зарубежных трансформаторов устаревших конструкций, требующих повышения их надежности и приведения параметров в соответствие с новыми стандартами.

1.2 Подготовка и организация ремонта

Технология ремонта силовых трансформаторов общего и специального назначений практически одинакова и отличается лишь объемом ремонтных работ. Капитальные ремонты трансформаторов I-III, частично IV габаритов, как правило, производят в трансформаторных мастерских ремонтных предприятий (заводов). Специализированные мастерские и заводы располагают необходимыми производственными мощностями, грузоподъемными устройствами, технологическим оборудованием, инструментами, приспособлениями и другими материальными и энергетическими ресурсами. В соответствии с технологическим процессом в мастерских имеются производственные участки, на которых изготовляют и ремонтируют отдельные сборочные единицы и части трансформаторов.

На каждый трансформатор, поступивший в ремонт, составляют дефектную ведомость, которую в процессе его разборки и испытаний уточняют, и ведомость объема работ с перечнем необходимых запасных частей и материалов. На основании этих документов и нормативов трудозатрат заполняют маршрутную карту, являющуюся основным регламентирующим документом всего технологического процесса ремонта. Особенность ремонта в условиях мастерских и заводов состоит в том», что поступающие в ремонт трансформаторы весьма разнообразны по габариту, назначению, мощности, напряжению, конструкции и массе. Это затрудняет организацию поточного метода ремонта. Однако заводской метод ремонта является передовой формой, обеспечивает высокую производительность труда и качество ремонта, повышает культуру ремонтных работ. При этом затраты, связанные с доставкой трансформаторов I-III габаритов в мастерскую (на завод) и обратно, вполне окупаются.

Трудности возникают при организации и выполнении капитальных ремонтов трансформаторов, имеющих большие массу и размеры. Затраты, связанные с их доставкой в мастерские (погрузка, транспортировка, разгрузка), расположенные на десятки, а иногда сотни и более километров от места их установки, часто значительно превышают стоимость ремонта. Кроме того, для этих целей необходимы хорошие подъездные шоссейные и железные дороги, специальные железнодорожные платформы, трайлеры (специальные автоприцепы). Поэтому вопрос о месте ремонта таких трансформаторов в каждом конкретном случае решается расчетом технико-экономическим обоснованием. Чаще капитальные ремонты таких трансформаторов выполняют непосредственно на подстанциях, имеющих башни с грузоподъемным устройством, и на электрических станциях в машинных залах, оборудованных мостовым краном.

Ремонты со вскрытием трансформаторов без разборки активной Части иногда приходится выполнять во временно сооружаемых помещениях, а в исключительных случаях даже вне помещений под порталом, с применением автокранов, электрических лебедок и других грузоподъемных устройств.

Капитальные ремонты, требующие разборки активной части, перемотки или замены обмоток и изоляции, разборки магнитной системы, производят только в закрытых помещениях, оборудованных грузоподъемными устройствами; при этом ремонт организуют так, чтобы он был максимально приближен к заводским (индустриальным) условиям.

Однако перемотку и изготовление обмоток, ремонт главной изоляции, переизолировку пластин магнитной системы, ремонт вводов напряжением 110 кВ и выше и в этом случае выполняют в специализированных мастерских.

Ремонт в условиях эксплуатации производят выездные бригады электрослесарей ремонтных предприятий. Началу проведения индивидуального ремонта в условиях эксплуатации предшествует большая организационная и подготовительная работа. До вывода трансформатора в ремонт составляют ведомость, объема работ; она содержит перечень и объем ремонтных работ и служит исходным документом для определения трудозатрат, срока ремонта, материалов, запасных частей, приспособлений и др. Выбранное для ремонта помещение, должно быть защищено от попадания пыли и атмосферных осадков, иметь подъемные механизмы или позволять их подвеску. В помещении должны размещаться бак трансформатора, его активная часть, стеллажи для демонтированных частей и деталей, слесарный верстак, маслоочистительная аппаратура, материалы, приспособления. Помещение должно быть оборудовано электрощитом с подводкой электроэнергии, иметь освещение, вентиляцию и отвечать всем противопожарным и санитарным требованиям.

а)

Рис. 5. Вскрытие трансформатора: a - подъем активной части, 6 - подъем съемной части бака, имеющего нижний разъем: 1-бак; 2-активная часть; 3-стропы; 4-съемная часть.

Особое значение придается подъемным механизмам и сооружениям. Они должны обеспечивать безопасность работ и облегчать трудоемкие операции. Подъемные механизмы (электрическая лебедка, мостовой кран, таль) к началу ремонта нужно смонтировать и проверить, а если срок их испытания истек испытать в соответствие с требованиями безопасности труда. Грузоподъемность механизмов, стропов, тросов выбирают соответственно массе трансформатора, которая указана на его табличке и в техническом паспорте.

При выемке из бака активной части 2 подъемные механизмы подвешивают на такую высоту, при которой расстояние от крюка до основания трансформатора (рис. 5а) было бы не меньше суммы расстояний А+Д+Б+В. Размеры А и Б берут из каталога или чертежа трансформатора, размер Д принимают равным 100 - 150 мм. Размер В получают, исходя из выбранных расчетом стропов 3. Аналогичный эскиз составляют при поднятии съемной части 4 бака (рис. 5, б). В зависимости от вида ремонта, типа и мощности трансформатора применяют различный инвентарь, приспособления, оборудование и материалы. В процессе ремонта их не всегда можно быстро изготовить или получить. Чтобы избежать задержек, их заранее доставляют на ремонтную площадку. Например, к началу капитального ремонта со сменой обмоток должны быть подготовлены: металлические леса, подмости, приспособление для съема и насадки обмоток, аппарат для электропайки, стропы для подъема трансформатора и активной части, противень под активную часть, основные материалы и запасные части.

Значительный объем подготовительных работ занимает подготовка масла. Так как при ремонте масло приходится заменять новым или очищать старое, его и маслоочистительную аппаратуру доставляют ближе к ремонтной площадке, прокладывают маслопроводы, подготовляют емкость для слива старого масла, устанавливают и подключают маслоочистительную аппаратуру (центрифугу, фильтр-пресс, цеолитовую установку). При этом особое внимание уделяют мерам пожарной безопасности и обеспечению рабочего места противопожарным инвентарем.

От правильности организации электрослесарем рабочего места зависит качество ремонта и производительность труда. При рациональном размещении на ремонтной площадке оборудования, приспособлений, инструментов и материалов достигается наименьшая затрата сил, устраняются непроизводительные затраты времени, обеспечивается безопасность работ.

При правильной организации рабочего места на нем находятся только те материалы и инструменты, которые нужны для выполнения данного вида работ; инструменты, материалы и приспособления находятся на рабочем месте на расстоянии, удобном для пользования; при этом те, которые употребляются более часто, располагают ближе, и наоборот. Инструменты и приспособления размещают в разных ящиках верстака: мелкие и часто употребляемые в верхних, а более тяжелые и редко применяемые в нижних; крупные приспособления размещают на стеллажах и в специально отведенных местах. Измерительные инструменты хранят в специальном ящике в коробках или футлярах и после употребления протирают, слегка смазывают и аккуратно укладывают на свое место. На рабочем месте инструменты располагают в строгом порядке, не кладут друг на друга и на посторонние предметы, оберегают от ударов и грязи. По окончании работы инструменты, приспособления и материалы убирают.

Слесарный верстак должен быть оборудован настольно-сверлильным станком, электроточилом, тисками и содержать необходимый для ремонта комплект инструментов и приспособлений.

Материалы размещают в отдельных шкафах, ящиках, запасные части на стеллажах; техническая документация хранится в столе или в книжном шкафу. На рабочем месте у активной части и бака должны быть установлены штепсельные розетки для включения переносных осветительных ламп безопасного пониженного напряжения.

1.3 Особенности технологии ремонта

Условия вскрытия трансформаторов. Независимо от типа и назначения трансформаторов основные технологические операции при ремонтах общие. Если при производстве трансформаторов на заводе основными операциями являются изготовление частей и их сборка, то при ремонте - их разборка, осмотр, отбраковка, контроль и сборка. При разборке и осмотре деталей и частей определяют их годность или возможность использования. При ремонте восстанавливают или заменяют части. Собирают трансформаторы в последовательности, обратной разборке. На каждой операции проводят проверку, измерения и испытания собранных частей.

Технологические операции и приемы при ремонте определяются внутрицеховыми инструкциями; они аналогичны заводским или максимально к ним приближены. Строгое соблюдение технологической дисциплины и правил, предусмотренных инструкциями, является непременным условием высокого качества ремонта и минимальных затрат средств и времени. Изменить технологию можно только в том случае, если при этом повышается качество и снижаются затраты труда. Большая роль в этом принадлежит рационализаторам и изобретателям. Однако всякое технологическое изменение согласовывают с руководителями, ответственными за ремонт, вводят их и оформляют документально. Большое значение придают условиям вскрытия активной части трансформатора при среднем ремонте, когда трансформатор выводят в ремонт на короткий срок.

Обычно трансформаторы, находящиеся в эксплуатации, не увлажнены и в объем среднего ремонта сушка активной части не входит. Для контроля состояния изоляции после отключения и вывода трансформатора в ремонт (до вскрытия) и после ремонта специальными приборами производят измерения и определяют характеристики, по которым судят о качестве изоляции.

Для предотвращения увлажнения изоляции при вскрытии (разгерметизации) масляных трансформаторов предпринимают ряд мер:

Активную часть допускается держать вне масла (на воздухе) не более установленного нормами времени (табл. 2). Это время может быть увеличено вдвое по сравнению с указанным в табл. 2, если температура окружающего воздуха выше 0?С, а влажность ниже 80%.

Трансформатор может быть вскрыт только в том случае, если температура активной части равна или выше температуры окружающего воздуха. Если же она ниже, то до вскрытия трансформатор выдерживают в течение времени, необходимого для выравнивания температур, или активную часть нагревают. Такое требование объясняется тем, что при соприкосновении с холодной / активной частью влага, содержащаяся в теплом воздухе, конденсируется на поверхности активной части и увлажняет изоляцию.

Температура активной части, находящейся вне масла, должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее чем на 5?С. Независимо от перечисленных условий температура активной части при вскрытии трансформатора должна быть не ниже 10?С. Для обеспечения этих условий трансформатор нагревают.

Температуру точки росы определяют по таблицам. Если влажность окружающего воздуха выше 85%, вскрытие активной части трансформатора допускается только в помещении, в котором созданы необходимые условия.

Таблица 2. Наибольшая допустимая продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе

Температуру активной части измеряют термосигнализатором или термометром, устанавливаемым на верхнем ярме через люк в крышке. Нельзя пользоваться ртутным термометром. У трансформаторов I-III габаритов на крышке люков нет, поэтому о температуре активной части судят по температуре верхних слоев масла. Ее измеряют термометром, который устанавливают в специальную гильзу на крышке. Относительную влажность воздуха измеряют психрометром или двумя термометрами, один из которых увлажняют смоченной ватой. По показаниям увлажненного термометра и разности показаний сухого и увлажненного термометров находят влажность воздуха в процентах, пользуясь психрометрической таблицей.

В настоящее время разработана и применяется более передовая технология защиты изоляции трансформатора от увлажнения при разгерметизации и сливе масла, которая исключает необходимость его нагрева перед вскрытием и основана на подаче в бак трансформатора глубокоосушенного воздуха с относительной влажностью 20% и ниже. Такой технологический процесс не требует намотки на бак индукционной обмотки или подачи на обмотку постоянного тока, позволяет удлинять время пребывания активной части вне масла до 100 часов, обеспечивает пожаробезопасность. Глубокоосушенный воздух получают в специальных установках, снабженных цеолитовыми адсорберами и подогревателем воздуха. Установка может быть использована и для подсушки изоляции трансформатора.

1.4 Разборка трансформаторов

Для разборки трансформатор доставляют на ремонтную площадку и устанавливают под крюком подъемного механизма. Расширитель и радиаторы трансформаторов III габарита и более демонтируют на месте их установки. При большом объеме ремонта их доставляют в мастерскую. До разборки трансформатор тщательно осматривают снаружи и выявляют внешние неисправности: течь масла, механические повреждения бака и расширителя, сколы и трещины на фарфоровых вводах; оценивают состояние армировочной замазки и фланцев вводов, уплотнений; убеждаются в исправности пробивного предохранителя, маслоуказателя и термометра. Выявленные дефекты заносят в ведомость технического состояния трансформатора. После этого, пользуясь отверткой и гаечным ключом, демонтируют термометр, термометрический сигнализатор, пробивной предохранитель, цепи сигнализации и защиты. При демонтаже термосигнализатора шланг капилляра осторожно сматывают в бухту, не делая резких изгибов.

Далее очищают наружную поверхность трансформатора. При сильном загрязнении ее очищают металлическими скребками, щетками и салфетками, смоченными в растворителе. В зависимости от высоты трансформатора эту работу выполняют с пола или с подмостей и лесок. Иногда до разборки очищают только крышку, а остальную поверхность очищают параллельно с ремонтом активной части. Если в результате осмотра и очистки трансформатора обнаруживается просачивание масла в сварных швах, фланцах или других местах, для более полного определения дефекта трансформатор подвергают избыточному давлению масляного столба. Затем частично или полностью сливают масло.

Если в день демонтажа наружных устройств и раскрепления крышки активную часть из бака не вынимают, масло сливают до уровня верхнего ярма так, чтобы

изоляция и обмотки остались в масле. Этим сокращают время пребывания активной части на воздухе. Если ремонт активной части и бака намечено закончить за один прием или активную часть нужно сушить, масло сливают полностью через нижний кран бака с помощью насоса. У трансформаторов I и II габаритов масло обычно спускают самотеком. Маслопроводами при сливе служат резиновые шланги или металлические трубы диаметром 30 - 50 мм.

Если масло пригодно для дальнейшей эксплуатации, его сливают в чистый бак из-под трансформаторного масла или в специально подготовленный бак с герметически закрывающимся люком. Бракованное масло сливают в тару для грязного масла.

Для вскрытия активной части трансформатор устанавливают так, чтобы ось крюка подъемного механизма проходила через центр тяжести трансформатора. В этом случае при подъеме и опускании активная часть не задевает за стенки бака. После этого отвинчивают гайки и болты устройств, размещенных на крышке, используя двусторонние рожковые, торцевые и разводные гаечные ключи. Наиболее употребительными являются рожковые, имеющие с каждой стороны зев, соответствующий стандартной головке болта или гайке. Наиболее часто употребляемые стандартные размеры двусторонних гаечных ключей и соответствующие им размеры болтов следующие:

- размеры ключа, мм. 14 17 19 22 24 27 39 32 36 41 46 56 65 75 80 85

- диаметр болта, мм… 8 10 12 14 16 18 20 22 24 27 30 36 42 48 52 56

Разводные ключи разделяют по номерам от 1 до 6. Первый номер имеет раствор губок до 19 мм, второй до 30 мм, третий до 36 мм, четвертый до 41 мм, пятый до 46 мм и шестой до 50 мм. Трудоемкость работ при отвинчивании и завинчивании болтовых соединений значительно уменьшается с применением пневматических гайковертов.

Раскрепление болтовых соединений трансформаторов, не имеющих расширителя, предохранительной трубы и другой арматуры, начинают с разъемного соединения крышки с баком. У трансформаторов, на крышке которых смонтированы эти устройства, раскрепление и демонтаж начинают с них. Вначале демонтируют газовое реле, затем предохранительную трубу и расширитель. Для демонтажа газового реле с каждой его стороны отвинчивают по четыре болта. При этом реле поддерживают рукой или подкладывают под него деревянную подкладку. Освободив болты, корпус реле перемещают параллельно фланцам и снимают его. Отверстия реле закрывают временными глухими фланцами из электрокартона, которые закрепляют освободившимися болтами. Реле осторожно укладывают на стеллаж или сразу отправляют в электролабораторию для проверки и испытания.

Предохранительную трубу у трансформаторов III и IV габаритов демонтируют два человека: один, стоя на крышке, поддерживает ее, другой отвинчивает гайки, крепящие нижний фланец и стальную штангу или кронштейн. После этого трубу приподнимают и с помощью пенькового или стального струпа опускают вниз. Расширитель демонтируют в следующем порядке: отсоединяют от него маслопровод, идущий к газовому реле; закрывают стекло маслоуказателя временным щитком из доски или фанеры, привязывая его к арматуре маслоуказателя; стропят расширитель пеньковым или стальным стропом в зависимости от массы; отвинчивают крепление кронштейнов расширителя к баку и опускают его на пол. У крупных трансформаторов расширители снабжены специальными кольцами для строповки. Такие расширители снимают грузоподъемным механизмом. В условиях подстанций для этих целей часто применяют автокран.

Чтобы грязь и влага не попали в бак трансформатора и расширитель, все отверстия на крышке и в расширителе закрывают глухими фланцами. Для уплотнения используют старые резиновые прокладки. Демонтажные работы на крышке производят с большой осторожностью, чтобы не разбить фарфоровые вводы, стекла маслоуказателя и газового реле. Далее отвинчивают болты, крепящие крышку. Эту операцию производят двумя ключами: одним отвинчивают гайку, расположенную под бортом крышки, другим удерживают головку болта от проворачивания. Если болты заржавели и трудно поддаются отвинчиванию, их предварительно смачивают керосином. После извлечения болтов из отверстий их укомплектовывают шайбами и гайками, укладывают в ведра или ящики и смачивают керосином.

Очередной наиболее ответственной технологической операцией является строповка активной части и выемка ее из бака. Для строповки на крышке трансформатора имеются рымы, навернутые на выступающие из крышки подъемные шпильки, закрепленные на ярмовых балках верхнего ярма. Трансформаторы мощностью до 400 кВ-А обычно имеют два подъемных рыма, большей мощности четыре. На рымы и крюк подъемного механизма надевают петли стропов. В отверстия рымов вставляют специальные стальные валики.

Чтобы подъемные шпильки не изгибались, выбирают стропы соответствующей длины и рымы заворачивают до плотного прилегания к плоскости крышки. Затем подъемным механизмом осторожно приподнимают крышку и связанную с ней активную часть. При этом следят, чтобы валики и 'стропы не вышли из зацепления с рымами и стропы были одинаково натянуты.

Как только крышка отделится от борта бака и активная часть окажется приподнятой, подъем прекращают и смотрят, не сместилась ли крышка, а вместе с ней и активная часть по отношению к первоначальному положению в баке. Если активная часть поднимается с перекосом и есть опасность задевания за бак, ее опускают на место и вновь проверяют правильность строповки, т.е. одинаковы ли длины стропов и правильно ли положение крюка относительно центра тяжести трансформатора.

Чтобы удостовериться в исправной работе подъемного механизма и его тормоза, активную часть приподнимают на 100 - 200 мм, несколько минут держат на весу и опускают на дно бака.

Затем активную часть вынимают до уровня, удобного для промывки ее над баком. Перед промывкой ее осматривают, обращая внимание на места отложения шлама и загрязнения в обмотках, на активной стали и в каналах. Активную часть промывают струёй теплого чистого масла из резинового шланга. Промывку начинают сверху и идут постепенно вниз по мере подъема активной части. Стараются тщательно промывать масляные каналы обмоток и магнитной системы, а также другие доступные для промывки части трансформатора. После окончания промывки и стока масла активную часть полностью вынимают; при этом нижняя ее часть должна быть на 50 - 60 мм выше рамы бака.

Если подъемное устройство имеет горизонтальное перемещение, активную часть транспортируют на заранее подготовленную площадку и опускают на деревянные бруски, размещенные в противне; если не имеет, бак отодвигают в сторону и на его место ставят противень 1 (рис. 6), в который устанавливают активную часть 2. При ремонте в заводских условиях активную часть опускают на площадку, в которой имеется решетка для стока остатков масла в маслосборный бак. При установке активная часть должна занимать устойчивое вертикальное положение и не иметь перекоса. Далее освобождают стропы и приступают к ремонту активной части, крышки бака и других частей трансформатора. Обычно активную часть и бак ремонтируют одновременно с таким расчетом, чтобы бак не задержал установку активной части и заливку ее маслом.

Рис. 6. Установка активной части для ремонта (вид со стороны ВН):1-противень; 2-активная часть

1.5 Ремонт обмоток

При ремонте обмоток проверяют качество прессовки; отсутствие деформации; смещение обмоток по отношению к их нормальному положению; наличие шлама в масляных каналах; исправность паек и контактов в местах соединения отводов, а также оценивают состояние витковой изоляции целость, механическую прочность и цвет. В процессе длительной эксплуатации трансформаторов происходит некоторое ослабление осевой прессовки обмоток, которое вызвано главным образом усадкой картонно-бумажной изоляции (прокладки, витковая и концевая изоляция) из-за усыхания.

Происходит также некоторое уменьшение осевых размеров обмоток и концевой изоляции от действия ударных сил при коротких замыканиях в эксплуатации, а также из-за того, что при прессовке во время сборки иногда не выбираются зазоры в продольной и концевой изоляции, состоящей из прессованного и клепаного электрокартона. Ослабленная прессовка обмоток при коротких замыканиях, вызывающих большие механические усилия между обмотками, особенно осевые, может привести к разрушению обмоток. Ослабление прессовки легко обнаружить, если изоляционные прокладки и детали попытаться перемещать рукой; при слабой прессовке они будут сдвигаться с места. Чтобы устранить это явление, у трансформаторов до III габарита обмотки подпрессовывают ярмовыми балками путем подтяжки гаек вертикальных шпилек.

При значительном ослаблении прессовки иногда ослабляют затяжку балок верхнего ярма и вертикальную стяжку между верхними и нижними ярмовыми балками. При неодинаковых осевых размерах обмоток ВН и НН и плохом качестве прессовки внутренних обмоток закладывают в обмотки дополнительную изоляцию в виде разрезных колец и прокладок; тем самым выравнивают их осевые размеры. Далее прессуют обмотки вертикальной стяжкой ярмовых балок. После окончательной прессовки обмоток и затяжки ярма мегомметром измеряют сопротивление изоляции стяжных шпилек.

Обмотки трансформаторов, не имеющих специальных прессующих устройств, подпрессовывают способом расклиновки. Он заключается в том, что в верхней части обмоток между уравнительной и ярмовой изоляциями забивают дополнительные изоляционные прокладки-клинья. Их изготовляют из предварительно высушенного прессованного электрокартона или гетинакса. Расклинивают поочередно один ряд прокладок за другим, равномерно обходя обмотки по всей окружности.

Расклиновку производят вспомогательным деревянным клином, забивая его между прокладками одного ряда и тем самым ослабляя плотность прокладок соседних рядов, что позволяет забить между ними изоляционные клинья. Затем вспомогательный клин вынимают и расклинивают следующие ряды. Чтобы не размочалить концы забиваемых клиньев, ударяют молотком по деревянному, электрокартонному или текстолитовому бруску, подставленному к клину.

Часто бывает так, что наружная обмотка значительно больше ослаблена, чем внутренняя, и имеет меньший осевой размер. В этом случае между основными прокладками катушек забивают дополнительные изоляционные прокладки. Небрежное выполнение этой операции может привести к повреждению витковой изоляции. Нельзя вбивать дополнительные прокладки между основной прокладкой и плоскостью самой катушки. Это может привести к повреждению ее витковой изоляции.

Расклиновку обмоток производят при натянутых стропах. При этом соблюдают следующие правила: расклиновка должна быть равномерной и плотной по всем вертикальным рядам и периметру (клинья не должны перемещаться от усилия руки); столбы всех дистанционных прокладок должны располагаться строго по вертикали, не иметь смещений и искривлений, дополнительные прокладки должны входить на всю глубину основных и не быть смещены по отношению к ним, осевые размеры обмоток ВН и НН после расклиновки должны быть максимально близки друг к другу.

Осевую прессовку обмоток сухих силовых трансформаторов мощностью более 160 кВ-А и масляных III габарита и выше выполняют нажимными стальными кольцами винтами, установленными в полках верхних ярмовых балок.

На опорной изоляции 8 обмоток 9 установлено плоское нажимное (прессующее) кольцо 7 (чтобы не получился короткозамкнутый виток, кольцо имеет разрез). В верхние ярмовые балки 1 вварены круглые втулки 3, в которые ввинчивают нажимные винты 2. Если винтами непосредственно давить на прессующее кольцо, образуется короткозамкнутыи виток. Изоляцией стального кольца относительно ярмовых балок служат пластмассовые, текстолитовые или гетинаксовые пяты 6. Чтобы при завинчивании винта давление не было сосредоточенным и не продавилась изоляционная пята, в нее вставляют стальной башмак 5. Самоотвинчивание винтов в процессе работы трансформатора или при его транспортировке предотвращают установкой гаек 4, которые затягивают до отказа. Для равномерной прессовки обмоток на каждое прессующее кольцо устанавливают 4-6 винтов; у мощных силовых трансформаторов их количество увеличивают.

Для обмоток силовых трансформаторов напряжением до 110 кВ включительно применяют в основном общую кольцевую прессовку, т.е. все обмотки, расположённые на стержне, прессуют одним общим кольцом. Для трансформаторов напряжением 220 кВ и более применяют раздельную прессовку обмоток каждую обмотку прессуют своим кольцом. Каждое прессующее кольцо заземляют гибкой перемычкой, соединяющей его с ярмовой балкой.

В настоящее время в целях экономии металла и уменьшения потерь в кольцах ведется большая работа по замене стальных нажимных колец пластмассовыми. Подпрессовку обмоток, имеющих нажимные винты и кольца, выполняют в такой последовательности: ослабляют гайки, предотвращающие самоотвинчивание нажимных витков, равномерно в перекрестном порядке; до отказа завинчивают винты и затягивают гайки; подтягивают крепление заземляющих перемычек, соединяющих прессующие кольца с ярмовыми балками. Предварительно заземляющие перемычки отсоединяют от ярмовых балок и измеряют сопротивление изоляции нажимных колец относительно ярмовых балок и магнитной системы.

При ремонте обмоток осматривают витковую изоляцию и, если обнаруживают места повреждений, витки изолируют предварительно вы сушенной лентой из маслостойкой лакоткани ЛХММ-105, которую пропускают между витками. Если изоляция витков достаточно прочна и эластична, чтобы удобно было пропускать ленту, крайние витки в месте подизолировки осторожно раздвигают электрокартонным клином. В случае повреждения изоляции в удаленной части катушки между витками закладывают электрокартонную полоску толщиной 0,3 - 0,5 мм. В том месте, где изоляция витка восстановлена, на катушку накладывают бандаж из тафтяной ленты. Описанную операцию выполняют аккуратно, чтобы не повредить изоляцию других витков. При осмотре обмоток необходимо оценить степень старения и механическую прочность изоляции витков. Принято считать изоляцию хорошей, если она эластична, не ломается, не дает трещин при изгибе под углом 90 0 и имеет светлый цвет. Изоляцию считают плохой, когда она хрупкая и ломается при изгибе под углом 90 0, легко снимается с провода, имеет темный цвет. Трансформатор с такой изоляцией в работе ненадежен.

1.6. Ремонт магнитной системы

Ремонт магнитной системы начинают с проверки чистоты вентиляционных каналов и отсутствия на его поверхности мест перегрева. Признаками местных перегревов служат цвета побежалости, (изменение нормального цвета стали на желтый, фиолетовый, синий, серый и др.) и наличие продуктов разложения масла в виде верной спекшейся массы. У сухих трансформаторов вентиляционные каналы продувают сжатым воздухом, у масляных промывают струёй горячего трансформаторного масла.

Затем проверяют плотность прессовки активной стали ярм, качество изоляции пластин, сопротивление изоляции стяжных шпилек, состояние изоляции ярмовых балок относительно активной стали, состояние заземляющих перемычек между ярмовой балкой и магнитной системой, отсутствие внешних мелких дефектов.

Рис. 8. Измерение сопротивления изоляции стяжной шпильки магнитной системы: 1-магнитная система; 2-стяжная шпилька; 3-мегометр

Плотность прессовки активной стали ярма обычно проверяют лезвием ножа. При хорошей прессовке оно не должно входить между пластинами от усилия руки. Стяжку ярм производят подтягиванием гаек на стяжных шпильках. Для стяжки ярм и стержней желательно применять тарированные ключи со стрелочным указателем усилия прессовки, которое приведено в чертежах сборки. Как показано на рис. 8 мегомметром измеряют сопротивление изоляции стяжных шпилек верхнего и нижнего ярм. Один конец мегомметра 3 соединяют с магнитной системой 1, а другой поочередно присоединяют к каждой стяжной шпильке 2.

Если сопротивление изоляции одной или нескольких шпилек значительно меньше, чем остальных, или равно нулю, торцевым или двусторонним гаечным ключом отвинчивают гайки, извлекают шпильки из ярмовых отверстии вместе с изолирующими бумажно-бакелитовыми трубками и осматривают их. Если изоляционная трубка и шпилька имеют признаки чрезмерного перегрева (обугливание изоляции, наличие, оплавления) и при осмотре отверстий в ярме с помощью переносной лампы обнаружено замыкание листов из активной стали, для устранения повреждений верхнее ярмо разбирают и при необходимости его пластины переизолируют. Поврежденные стяжные шпильки и их бумажно-бакелитовые трубки заменяют новыми.

Перед установкой стяжных шпилек тщательно осматривают и прочищают отверстия в ярме.

После комплектования шпилек трубками электрокартонными и стальными шайбами их вставляют в отверстия ярм, навинчивают гайки и равномерно затягивают их с двух сторон. При этом следят, чтобы шпильки при затягивании гаек 8 (рис. 9) не вращались в отверстиях и выступали с каждой стороны на одинаковую длину. Трубка 2 шпильки 1 не должна в спрессованном состоянии ярма упираться в стальную шайбу 7, но в то же время должна перекрывать стенку ярмовой балки 5. При необходимости трубку укорачивают так, чтобы зазор между ней и шайбой в сжатом состоянии ярма не превышал 1,5 - 2 мм. Для этого подбирают толщину электрокартонной шайбы 6, изолирующей шайбу 7 и соответственно шпильку от ярмовой балки.

Перед окончательной прессовкой ярма со стороны отводов НН от прессующей балки отделяют заземляющую ленту и измеряют мегомметром сопротивление изоляции ярмовых балок относительно пластин 3 магнитной системы. Таким же образом проверяют качество изоляции электрокартонных прокладок 4, установленных между активной сталью и ярмовыми балками. Один провод мегомметра присоединяют к балке, другой к одному из пакетов ярма. Балки при этом должны быть плотно прижаты к ярмам.

Если качество изоляции хорошее, заземляющую полоску ставят на место, затягивают до отказа гайки стяжных шпилек и раскернивают их для предотвращения самоотвинчивания.

Керновка заключается в том, что рабочую часть кернера ставят между гайкой и шпилькой и, ударяя молотком, забивают резьбу. Раскернивают гайки обычно в трех точках (рис. 9).

Окончательно спрессованные ярма проверяют на плотность стяжки. Повторно измеряют сопротивление изоляции шпилек и проверяют целость цепи заземления магнитной системы.

Цепь заземления контролируют мегомметром: один его конец соединяют с активной сталью, другой с ярмовой балкой. При этом прибор должен показывать нулевое значение.

Заземляющие ленты должны плотно держаться между пластинами и балкой и без ослабления прессовки не поддаваться вытягиванию.

У магнитных систем бесшпилечной конструкции (в зависимости от устройства) подпрессовку ярм производят подтяжкой гаек на внешних шпильках, скобах, полубандажах. Мегомметром проверяют качество изоляции полубандажей, отсутствие в их цепи замкнутого контура (витка); измеряют сопротивление изоляции подъемных пластин (расположенных вдоль стержней) по отношению к активной стали. Подтяжку выполняют ключами с удлиненной рукояткой, рассчитанной на создание необходимого усилия прессовки. [3, 4, 5, 6].

2. Послеремонтные испытания

Все отремонтированные трансформаторы проходят испытания, позволяющие убедиться в качестве выполненного ремонта, отсутствии дефектов, препятствующих их нормальной эксплуатации, в соответствии их характеристик паспортным данным, а также действующим требованиям и нормам.

По окончании ремонта трансформатора производят следующие контрольные испытания (их называют также окончательными или выходными): испытание трансформаторного масла:

определение коэффициента трансформации и группы соединения;

измерение сопротивления обмоток постоянному току;

измерение токов потерь холостого хода и короткого замыкания;

измерение сопротивления изоляции обмоток;

испытание электрической прочности главной изоляции повышенным напряжением промышленной частоты;

- испытание электрической прочности витковой изоляции индуцированным напряжением.