Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт силового трансформатора

Измерение tgд при сушке трансформатора без масла допускается производить при напряжении не выше 220 В. Измерения при монтаже значения tgд изоляции обмоток при температуре заводских испытаний или приведенное к этой температуре, если температура при измерении отличается от заводской, должно быть для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно залитых маслом, не выше значений, для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше - не более 130% паспортного значения.

Рисунок 12. Перевернутая (обратная) схема включения моста переменного тока.

Значения tgд, приведенные к заводской температуре, не превышающие 1%, следует считать удовлетворительными без сравнения с паспортными значениями. Значения tgд1, измеренного при температуре t, на монтаже, приводят к температуре измерения tz на заводе с помощью коэффициента К1, значения которого приведены в табл. 4

где tgд - измеренное значение tgд1, приведенное к температуре заводских измерений.

Данные измерений tgд допускается пересчитывать по температуре для трансформаторов мощностью до 80 МВ*А и на напряжение до 150 кВ при разности температур не более +10°С, а для трансформаторов большей мощности и на напряжение выше 150 кВ - при разности температур не более ±5°С.

При измерении характеристик изоляции необходимо учитывать влияние tgд масла, заливаемого в трансформатор. Если tgд масла, залитого при монтаже в трансформатор (tgдм2) находится в допустимых ГОСТом пределах, но отличается от заводского значения, фактические значения tgдф и R60 изоляции с учетом влияния tgд масла определяются по формулам

где tgдиз и R60из - измеренные значения tgд и R60 изоляции;

К - коэффициент приведения, имеющий приближенное значение 0,45;

tgдм2 - значение tgд масла, залитого при монтаже, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции на монтаже с помощью коэффициента Кз;

tgдм1- значение tgд масла, залитого на заводе, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции на заводе о помощью коэффициента Кз (табл. 4)

если температура при измерении tgд масла ниже температуры при измерении характеристик изоляции; tgдм1' и tgдм2' - измеренные значения tgд масла, залитого соответственно на заводе и при монтаже.

Измерение емкости. Значения С2/С50, измеренные на монтаже для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом, не должны превышать значений, указанных в табл. 4. Для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше, транспортируемых без масла, значения ДС/С, измеренные по прибытии трансформаторов на место монтажа, не нормируются, но должны использоваться в качестве исходных данных в эксплуатации.

При измерении ДС и С изоляции трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше в конце монтажа до заливки маслом необходимо учитывать ЬС и С маслонаполненных вводов трансформаторов введением поправок (вычитанием значения, измеренного на не установленном вводе, из значения измеренного на трансформаторе с установленными вводами).

Отношение С2/С50 и ДС/С измеряются приборами ЕВ-3 или ПКВ-8 по схемам табл. 4. Перед измерением все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин. Измерение емкости трансформаторов производится главным образом для определения влажности обмоток. Оно основано на том, что емкость неувлажненной изоляции при изменении частоты изменяется меньше (или совсем не изменяется), чем емкость увлажненной изоляции.

Емкость изоляции принято измерять при двух частотах: 2 и 50 Гц (ДС и С).

При измерении емкости изоляции на частоте 50 Гц успевает проявиться только геометрическая емкость, одинаковая у сухой и у влажной изоляции. При измерении емкости изоляции на частоте 2 Гц успевает проявиться абсорбционная емкость влажной изоляции, в то время как у сухой изоляции она меньше и заряжается медленно. Температура при измерениях должна быть не ниже +10°С. Отношение С2/С50 для увлажненной изоляции составляет около 2, а для неувлажненной - около 1.

Определение влажности изоляции силовых трансформаторов осуществляется также по приросту емкости за 1 с. При этом методе производится заряд емкости изоляции, а затем разряды: быстрый (закорачиванием сразу после окончания заряда) и медленный (закорачиванием через 1 с после окончания заряда). В первом случае определяется емкость С, во втором случае - прирост емкости за счет абсорбционной емкости, которая успевает проявиться за 1 с у влажного трансформатора, но не успевает проявиться у сухого. У сухого трансформатора ДС незначительна: и составляет (0,02-:0,08)*С при температуре +10°С, у влажного ДС>>0,1°С. Обычно эти измерения производят в начале ревизии трансформатора, после подъема выемкой части и в конце ревизии, до погружения керна трансформатора в масло, а также в процессе сушки.

Отношение ДС/С измеряют для каждой обмотки при соединении с заземленным корпусом свободных обмоток. Перед измерением испытуемую обмотку заземляют на 2-3 мин. Провода, соединяющие прибор с испытуемой обмоткой, должны быть возможно короче. Если значения ДС и С проводов можно измерить по прибору, вносится поправка вычитанием ДС и С проводов из результатов измерения полностью собранной схемы с испытываемым трансформатором. Величина отношения ДС/С, измеренная в конце ревизии, и разность в % между величиной ДС/С в конце и начале ревизии должны быть в пределах величины приведенных в табл. 6.

Величина ДС/С увеличивается с повышением температуры. Поэтому, если за время ревизии трансформатора изменилась температура выемкой части и измерение ДС/С в конце и начале ревизии производились при различных температурах, их необходимо перед сопоставлением привести к одной температуре путем умножения на коэффициент температурного пересчета К, значения которого представлены в табл. 7.

Определение влажности по коэффициенту абсорбции. Коэффициент абсорбции (R60 /R15) для неувлажненной обмотки при температуре 10 - 30 °С лежит в пределах 1,3 - 2,0; для увлажненной - близок к единице. Это различие объясняется разной длительностью заряда абсорбционной емкости у сухой и влажной изоляции.

Значения ДС / С, % при различных температурах. Таблица 6.

Мощность и напряжение обмотки ВН	Измерения	Температура, °С
		10	20	30	40	50
До 35 кВ включительно	В конце ревизии	13	20	30	45	75
Мощностью менее 10 МВ·А	В конце и начале ревизии	4	6	9	13,5	22

Значения коэффициента температурного пересчета К. Таблица 7.

	Разность температур, 12 - 11, °С
	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
К	1,25	1,55	1,95	2,4	3	3,7	4,6	5,7	7	8,8

4.4 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Испытание внутренней изоляции трансформатора должно производиться, как правило, на собранных трансформаторах (установлены постоянные вводы, залито масло, крышки трансформатора закрыты на болты).

Перед испытанием производится проверка сопротивления изоляции мегаомметром. Трансформаторное масло для вновь вводимых трансформаторов должно соответствовать нормам. Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается изоляция обмоток трансформатора вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 8. Продолжительность приложения нормативного испытательного напряжения 1 мин. Испытание повышенным напряжением изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно. Испытание сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 8 для аппаратов с облегченной изоляцией.

Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжением, указанным в табл. 8 лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.

Изоляция импортных трансформаторов, которую поставщик испытал напряжением ниже указанного в ГОСТ-18472-82, испытывается напряжением, значение которого устанавливается в каждом случае особо.

Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение 35 кВ аналогичны трансформаторам соответствующего класса. Изоляция линейного вывода обмоток трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, имеющих неполную изоляцию нейтрали (испытательное напряжение 85 и 100 кВ) испытывается только индуктированием, а изоляция нейтрали - приложенным напряжением;

Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается также изоляция доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытания следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1 - 2 кВ. Продолжительность испытания 1 мин. Испытанию подвергается изоляция каждой из обмоток. Все остальные выводы других обмоток, включая выводы расщепленных ветвей обмоток, заземляют вместе с баком трансформатора. Подлежат заземлению и зажимы измерительных обмоток встроенных трансформаторов тока, выводы измерительных обкладок вводов (при наличии их на силовом трансформаторе). Схема испытания представлена на рис.13. Для защиты испытываемой обмотки от случайного чрезмерного повышения напряжения параллельно к ней присоединяется шаровой разрядник с пробивным напряжением, равным 115-120% требуемого испытательного напряжения. Последовательно с разрядником включается токоограничивающее сопротивление, служащее для защиты шаров от оплавления при пробое воздушного промежутка между ними. При производстве испытаний трансформаторов температура изоляции обмоток не должна быть выше 40 С. Контроль величины испытательного напряжения должен производиться на стороне высшего напряжения испытательного трансформатора с помощью электростатического киловольтметра, например типа С-96, С-196. Исключение могут составлять силовые трансформаторы небольшой мощности с номинальным напряжением до 10 кВ включительно. Для них допускается испытательное напряжение измерять вольтметром, включая его на стороне НН испытательного трансформатора. Класс точности низковольтного вольтметра должен быть 0,5. Подъем напряжения при производстве испытаний допускается производить сразу до 50% испытательного, а затем плавно до полного значения со скоростью порядка 1 - 1,5% испытательного напряжения в 1 с. После выдержки в течение требуемого времени (1 мин.) напряжение плавно снижается в течение времени порядка 5 с до значения 25% или менее испытательного, после чего цепь размыкается. Внутренняя изоляция масляного трансформатора считается выдержавшей испытание на электрическую прочность, если при испытании не наблюдалось пробоя или частичных нарушений изоляции, которые определяются по звуку разрядов в баке, выделению газа и дыма и по показаниям приборов (амперметра, вольтметра).

Рисунок 13. Схема испытания главной изоляции повышенным напряжением

Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных).

Таблица 8.

Класс напряжения обмотки, кВ	Испытательное напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ, для изоляции
	нормальной	облегченной
до 0,69 3 6 10 15 20 35 110 150 220 330 500	4,5 16,2 22,5 31,5 40,5 49,5 76,5 180 207 292,5 414 612	2,7 9 14,4 21,6 33,3 45 -

Заводское испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток трансформатора.

Таблица 9.

Объект испытания	Испытательное напряжение, кВ, при номинальном напряжении испытываемой обмотки, кВ
	до 0,69	3	6	10	15	20	35
Трансформаторы с нормальной изоляцией и вводами на номинальное напряжение	5	18	25	35	45	55	85
Трансформаторы с облегченной изоляцией, в том числе сухие	3	10	16	24	37	-	-

Измеряются междуфазные сопротивления на всех ответвлениях обмоток всех фаз, если для этого не потребуется выемки сердечника. При наличии нулевого провода дополнительно измеряется одно из фазных сопротивлений. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя. Измерением сопротивления постоянному току обмоток силовых трансформаторов выявляются дефекты: в местах соединений ответвлений к обмотке; в местах соединений выводов обмоток к выводам трансформатора; в местах соединения отпаек к переключателю;

в переключателе - в контактах переключателя и его сочленениях; обрывы в обмотках (например, в проводах параллельных ветвей).

Измерения сопротивления постоянному току производятся мостовым методом или методом амперметра-вольтметра (см. рис. 14).

Метод амперметра-вольтметра. Измерения производятся приборами с классом точности 0,5. Пределы измерений приборов должны быть выбраны такими, чтобы отсчеты проводились во второй половине шкалы. Величина тока не должна превышать 20% номинального тока объекта измерения во избежание искажения результатов измерения из-за нагрева. Для исключения ошибок, обусловленных индуктивностью обмоток, сопротивление нужно измерять при полностью установившемся токе.

Рисунок 14. Схема измерения сопротивления постоянному току обмоток трансформатора методом амперметра-вольтметра.

а - для малых сопротивлений; б - для больших сопротивлений.

При измерениях сопротивления обмотки, обладающей большой индуктивностью, методом амперметра-вольтметра рекомендуется применять схему измерения, позволяющую снизить время установления тока в измерительной цепи временной формировкой тока. Это достигается шунтированием реостата (или части его) в течение нескольких секунд. Сопротивление реостата берут не менее чем в 8 - 10 раз большее, чем сопротивление обмотки.

Мостовой метод. Измерения производятся мостами типа Р333, Р369, MО-70, P329. При измерении сопротивления мостами в цепь питания рекомендуется включать дополнительное сопротивление снижая тем самым постоянную времени цепи, что ведет к уменьшению времени установления тока. В этих случаях для получения необходимого тока должна быть применена аккумуляторная батарея более высокого напряжения. Во избежание повреждения моста, гальванометр включают при установившемся значении тока, а отключают до отключения тока. Сопротивление постоянному току измеряется для всех ответвлений обмоток всех фаз. При наличии выведенной нейтрали измерение производится между фазовым выводом и нулевым. Измеренное линейное значение сопротивления между линейными выводами пересчитывается на фазное по формулам при соединении обмоток трансформатора в звезду

при соединении обмоток трансформатора в треугольник

где Rф, - приведенное фазовое сопротивление;

Rизм - измеренное сопротивление между линейными выводами.

Сопротивления обмоток постоянному току различных фаз на одноименных ответвлениях не должны отличаться друг от друга или от предыдущих (заводских) результатов измерений более чем ±2%. Кроме того, должна соблюдаться одинаковая по фазам закономерность изменения сопротивления постоянному току по ответвлениям в различных положениях переключателя. Этим проверяется правильность подсоединения ответвлений к переключателю и его работы. Особое внимание необходимо обращать на закономерность изменения сопротивления постоянному току по отпайкам в трансформаторах с переключателями под нагрузкой. Нарушения закономерности по фазам и между фазами у трансформаторов с РПН могут иметь место из-за неправильного сочленения валов переключателя и работы его привода, а также из-за неправильного подсоединения отпаек обмоток к переключающему устройству. Результаты измерений сопротивления постоянному току должны сравниваться только при одной и той же температуре.

Пересчет сопротивления на другую температуру производят по формуле

где R1 - сопротивление, измеренное при температуре t1,

R2- сопротивление, приводимое к температуре t2;

К - коэффициент равный 245 для обмоток из алюминия, и 235 - из меди.

За температуру обмотки масляных трансформаторов полностью собранных и залитых маслом принимается установившаяся температура верхних слоев масла. Для сухих трансформаторов и сердечников масляных трансформаторов, вынутых из масла, за температуру обмотки может быть принята температура окружающего воздуха, если трансформатор находился в данных условиях не менее 12 час.

Таблица 10.

Мощность, кВ·А	Тип	Напряжение, кВ
		0,4	3	6	10	35	110	220
10	ТМ	0,18	15,0	60,0	100,0	-	-	-
20	ТМ	0,08	6,0	25,0	67,0	-	-	-
25	ТСМ	-	-	33,0	-	-	-	-
30	ТМ	0,25	-	-	40,0	-	-	-
50	ТМ	0,03	2,0	10,0	26,0	-	-	-
50	ТМА	0,025	-	8,75	-	-	-	-
100	ТМ	0,45	0,9	3,6	10,0	-	-	-
180	ТМ	0,008	0,54	1,5	5,1	-	-	-
180	ТМА	0,01	-	1,27	3,6	-	-	-
250	ТМ	-	-	1,54	-	-	-	-
250	ТМА	0,003	-	0,9	4,4	-	-	-
320	ТМ	0,004	0,23	0,8	2,5	-	-	-
320	ТМА	0,003	-	0,6	1,5	-	-	-
400	ТМ	0,02	0,1	-	-	-	-	-
560	ТМ	0,002	-	0,3	0,8	-	-	-
560	ТМА	0,001	-	-	0,8	-	-	-
630	ТМ	-	-	0,7	-	-	-	-
1000	ТМ	0,0008	-	0,17	0,7	-	-	-
1000	TCЗC	0,0006	-	-	0,26	-	-	-
1800	ТМ	0,004	-	-	0,3	-	-	-
3200	ТМ	-	-	0,25	0,16	-	-	-
4000	ТМ	-	-	0,08	0,09	-	-	-
5600	ТМ	-	-	0,03	0,07	-	-	-
10000	ТДМ	-	-	0,017	0,007	-	4,15	-
10000	ТДТ	-	-	-	0,57	0,424	4,40	-
15000	ТДГ	-	0,005	-	-	-	2,9	-
15000	ТДНГ	-	0,004	-	-	-	3,0	-
16000	ТДНГ	-	-	0,015	-	2,1	-	-
31500	ТДНГ	-	-	0,012	-	1.1	-	-
40000	ТРДЦ	-	-	-	-	-	-	-
40500	ТДГ	-	-	-	-	-	-	-
60000	ТДГ	-	-	-	-	-	-	-
90000	ТДГН	-	-	0,003	-	-	-	0,75
240000	АТЦТГ	-	-	-	0,0048	-	0,145	0,299

4.5 Проверка коэффициента трансформации

Коэффициент трансформации силовых трансформаторов определяют для проверки соответствия паспортным данным и правильности подсоединения ответвлений обмоток к переключателю. Проверка производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентом трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

Из предусмотренных ГОСТ-3484-77 методов определения коэффициента трансформации в практике наладочных работ используется метод двух вольтметров. По этому методу к одной из обмоток трансформатора подводится напряжение и двумя вольтметрами одновременно измеряется подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора. Подводимое напряжение не должно превышать номинальное и в то же время должно составлять не менее 1% номинального напряжения. Для трехфазных трансформаторов измерения можно проводить при трехфазном и однофазном возбуждении. При испытаниях трехфазных трансформаторов измеряют линейные напряжения на одноименных зажимах обоих обмоток. Если возможно измерить фазные напряжения, то коэффициент трансформации можно определить по фазным напряжениям одноименных фаз. При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда-треугольник коэффициент трансформации измеряют с поочередным закорачиванием одной из фаз, соединенных в треугольник. Измерения проводятся на свободной паре фаз. Коэффициент трансформации определяется по формулам

где k1ф, k2ф,kЗф фазные коэффициенты трансформации;

UАВ, UВС, UАС, Uab, Ubc, Uac - измеренные напряжения на обеих обмотках трансформатора.

Переход к линейному коэффициенту трансформации осуществляется по формуле

При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда с нулевым выводом - треугольник напряжение подводится поочередно к каждой фазе, при этом не нужно закорачивать фазы. В этом случае определяется фазный коэффициент трансформации

Схемы измерения коэффициентов трансформации однофазных трансформаторов и трехфазных с различными схемами соединения обмоток приведены на рис. 15, где а - однофазных; б - трехфазных по трехфазной схеме возбуждения; в - трехфазных с соединением обмоток Х/ Х по однофазной схеме возбуждения; г - трехфазных с соединением обмоток Х/Д по однофазной схеме возбуждения; д - трехфазных с соединением обмоток Х/Д, по однофазной схеме возбуждения. Коэффициент трансформации находят для всех ответвлений обмоток и всех фаз. При испытаниях трехобмоточных трансформаторов достаточно определить коэффициент трансформации для двух пар обмоток.

4.6 Проверка группы соединений трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов

Группа соединения обмоток трансформатора характеризует угловое смещение векторов линейных напряжений обмотки НН относительно векторов линейных напряжений обмотки ВН. Проверка производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.

Проверить группу соединений обмоток трансформатора можно одним из следующих методов: двух вольтметров, фазометра (прямой метод), постоянного тока. Наибольшее распространение получил метод постоянного тока.

Метод постоянного тока. В соответствии с данным методом проверка группы соединения трехфазных трансформаторов производится следующим образом.

К одной паре зажимов обмотки ВН, например к зажимам "А-С", подключают кратковременно источник постоянного тока (аккумулятор) напряжением 2-12 В, а к зажимам обмотки НН "а-в", "в-с", "а-с" поочередно подключают магнитоэлектрический вольтметр (гальванометр) и определяют полярность выводов.

Для определения полярности необходимо произвести девять измерений для трех случаев питания обмотки ВН: "А-В", "В-С", "С-А". При этом надо определить отклонение стрелки прибора, подключенного поочередно к выводам НН: "а-в", "в-с", "с-а" (первая буква указывает, что к ней должен быть присоединен "плюс" батареи или прибора). Отклонение стрелки гальванометра вправо обозначается знаком плюс, влево - минус. Полученные результаты сравнивают с данными, приведенными в табл. 11.

При сборке схемы следует строго следить за тем, чтобы подключение батареи и гальванометра к зажимам трансформатора было выполнено по признакам полярности (см. рис. 16).

Аналогичный метод используется для однофазных трансформаторов, а также для трехфазных - при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении обмоток Д/Д, когда соединение в треугольник выполняется вне бака трансформатора. Группу соединений определяют по схеме рис. 17 путем поочередной проверки полярности зажимов "А-Х" и "а-х" магнитоэлектрическим вольтметром (нулевым гальванометром) при подведении к зажимам "А-Х" напряжения постоянного тока 2 - 12 В. Полярность зажимов "А-Х" устанавливают при включении тока. После проверки полярности зажимов "А-Х" вольтметр отсоединяют, не отсоединяя питающего провода, и присоединяют его к зажимам "а-х". Полярность зажимов "а-х" определяют в момент включения и отключения тока. Если полярность зажимов "а-х" при включении тока совпадает с полярностью зажимов "А-Х", а при отключении - противоположна, то трансформатор имеет группу соединения 0, в противном случае - группу соединения б.

Желательно, чтобы гальванометр имел нуль посередине шкалы. Можно пользоваться прибором, имеющим нуль с краю шкалы, но при этом необходимо стрелку сдвинуть с нуля поворотом корректора.

Рисунок 16. Схема проверки группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов методом импульсов постоянного тока.

Рисунок 17. Схема проверки группы соединения обмоток однофазных трансформаторов методом импульсов постоянного тока.

При возникновении сомнения в правильности обозначения зажимов гальванометра, их полярность можно установить, подключив к гальванометру через большое сопротивление элемент батареи. Плюсовым зажимом гальванометра будет тот, при подключении к которому плюса элемента стрелка гальванометра отклонится вправо. При отсутствии на месте измерения сопротивления достаточной величины, гальванометр можно загрубить путем его шунтирования медным проводом диаметром 0.1 - 0.5 мм. Следует иметь в виду, что отсчет отклонения стрелки прибора на выводах НН необходимо производить в момент замыкания выводов обмотки ВН на батарею. В противном случае это приведет к ошибочным данным (в момент размыкания цепи батареи показания прибора на стороне НН будут обратными).

Результаты опыта сводятся в таблицу, в которой отклонение стрелки вправо отмечается знаком плюс (+), влево - знаком минус (-), а отсутствие отклонения - нулем (0). Табл. 11 составлена при условии, что плюсовой вывод источника тока и плюсовой зажим гальванометра подключаются к зажиму, обозначенному в таблице первым. Так, например, при определении отклонения стрелки гальванометра, подключенного к зажимам "с-а", при подаче питания на зажим "А-В" "плюс" гальванометра должен быть подключен к зажиму "с" трансформатора, а "Плюс" источника питания к зажиму "А" трансформатора.

Показания гальванометра при определении группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов

Таблица 11.

Питание подведено к зажимам	Отклонение стрелки гальванометра, присоединенного к зажимам
	аb	bс	са	аb	bc	са	аb	bс	са
	для группы 0	для группы 4	для группы 8
АВ	+	-	-	-	-	+	-	+	-
ВС	-	+	-	+	-	-	-	-	+
СА	-	-	+	-	+	-	+	-	-
	для группы 6	для группы 10	для группы 2
АВ	-	+	+	+	+	-	+	-	+
ВС	+	-	+	-	+	+	+	+	-
СА	+	+	-	+	-	+	-	+	+
	для группы 11	для группы 3	для группы 7
АВ	+	0	-	0	-	+	-	+	0
ВС		+	0	+	0	-	0	-	+
СА	0	-	+	-	+	0	+	0	-
	для группы 1	для группы 5	для группы 9
АВ	+	-	0	-	0	+	0	+	-
ВС	0	+	-	+	-	0	-	0	+
СА	-	0	+	0	+	-	+	-	0

Прямой метод (фазометром). Последовательную обмотку однофазного фазометра через реостат подключают к зажимам одной из обмоток, а параллельную обмотку - к одноименным зажимам другой обмотки испытываемого трансформатора К одной из обмоток трансформатора подводят напряжение, достаточное для нормальной работы фазометра. По измеренному углу определяют группу соединений обмоток. При определении группы соединений трехфазных трансформаторов проводят не менее двух измерений (для двух пар соответствующих линейных зажимов трансформатора). Схема проверки представлена на рис.18. Метод двух вольтметров. При проверке группы соединения этим методом соединяют зажимы "А" и "а" испытываемого трансформатора подводят к одной из обмоток напряжение и измеряют последовательно напряжения между зажимами "Х-х" при испытании однофазных трансформаторов и между зажимами "в-В", "в-с" и "с-В" при испытании трехфазных трансформаторов. Измеренные напряжения (см. рис. 19) сравнивают с вычисленными по формулам табл. 12.

4.7 Измерение тока и потерь холостого хода

В соответствии с требованиями ПУЭ производится одно из измерений:

а) при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется;

Рисунок 18. Схема проверки группы соединения обмоток силового трансформатора методом фазометра.

Рисунок 19. Схемы проверки группы соединения обмоток силовых трансформаторов методом двух вольтметров.

Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения). Опытом холостого хода трансформатора называется включение одной из его обмоток (обычно низкого напряжения) под номинальное напряжение. Потребляемый при этом ток называют током холостого хода Iхх (обычно выражают в % от Iном).

Векторные диаграммы и расчетные формулы для определения группы соединения силовых трансформаторов.

Таблица 12.

Группа соединения	Угловое смещение ЭДС, 0	Возможное соединение обмоток и векторная диаграмма линейных ЭДС	Ub-B(Ux-X)	Ub-C	Uc-B
			Номер формулы
0	0	ХХ; ДД; ДЖ	1	2	2
1	30	ХД; ХД; ДЖ	3	3	4
11	330	ХД; ДХ; ХЖ	3	4	3

Примечание: Формулы табл. 12

где U2 > и Кл соответственно линейное напряжение на зажимах обмотки низшего напряжения и линейный коэффициент трансформации.

Потребляемую при этом активную мощность называют потерями холостого хода Рхх (кВт). Эта мощность расходуется, в основном, на перемагничивание электротехнической стали (потери на гистерезисе) и на вихревые токи. Ток и потери холостого хода являются паспортными данными силовых трансформаторов.

Потери холостого хода трансформаторов Рхх, измеренные при нормальной частоте и весьма малом возбуждении (порядка нескольких процентов от номинального напряжения трансформатора), можно пересчитать к потерям холостого хода при номинальном напряжении по формуле

где Р'хх= Ризм - Рпр потери, измеренные при подводимом при измерении напряжении (возбуждении) U;

Рпр и Ризм - соответственно мощность, потребляемая приборами и суммарные потери в трансформаторе и приборах.

n - показатель степени, равный для горячекатаной стали 1,8; для холоднокатаной стали - 1,9.

Заводы-изготовители производят измерения потерь холостого хода при номинальном напряжении и при малом (обычно 380 В) напряжении. Измерение потерь холостого хода может быть произведено также при напряжении, равном 5 - 10% номинального. Отличие полученных значений потерь от заводских данных должно быть не более 10% для однофазных и не более 5% для трехфазных. Измерение потерь холостого хода производится при напряжении и по схемам, указанным в протоколе испытания завода-изготовителя. Если завод-изготовитель производил измерения потерь холостого хода только при номинальном напряжении трансформатора, то следует измерение потерь холостого хода произвести при напряжении 380 В и выполнить пересчет их к номинальному напряжению по формуле, указанной выше. В дальнейшем измерение потерь холостого хода следует производить при напряжениях 380 В. У исправных трехфазных трехстержневых трансформаторов соотношение потерь, как правило, не отличается от соотношений, полученных на заводе-изготовителе, более чем на 5%. Для трансформаторов, имеющих переключающее устройство с токоограничивающим реактором, дополнительно производится опыт холостого хода на промежуточном положении "Мост". Измерение потерь холостого хода при напряжении 380 В следует производить до измерения сопротивления обмоток постоянному току и прогрева трансформатора постоянным током. При измерении потерь и тока холостого хода следует применять измерительные приборы класса точности 0,5. Для измерений могут использоваться переносные измерительные комплекты типа К-50 (К-51).

При измерении потерь и тока холостого хода при номинальном напряжении обмоток выше 0,4 кВ рекомендуется применять измерительные трансформаторы класса точности 0,2. Потери холостого хода трехфазных трехстержневых трансформаторов измеряют при трехфазном или однофазном возбуждении. При трехфазном возбуждении измерения производят двумя однофазными ваттметрами или одним трехфазным ваттметром (см. рис. 20). Измеренные потери определяются как алгебраическая сумма потерь, измеренных каждым ваттметром. Потери в трансформаторе определяют как разность измеренных суммарных потерь и потерь в приборах (см. рис. 21), поскольку потери в приборах могут быть соизмеримы с потерями холостого хода.

Рисунок 20. Схемы включения приборов при проведении опыта холостого хода силовых трансформаторов, для однофазных трансформаторов.

Ток холостого хода трансформатора определяют как среднеарифметическое значение токов трех фаз. При измерении потерь холостого хода при однофазном возбуждении напряжением 380 В проводят три опыта с приведением трехфазного трансформатора к однофазному путем поочередного замыкания накоротко одной из его фаз и возбуждении двух других фаз. Первый опыт - замыкают накоротко обмотку фазы А, возбуждают фазы В и С трансформатора и измеряют потери.

Второй опыт - замыкают накоротко обмотку фазы В, возбуждают фазы А и С трансформатора и измеряют потери.

Рисунок 21. Схемы измерения потерь холостого хода в трехфазных трансформаторов.

а - для измерения суммарных потерь; б - для измерения потерь в приборах.

Соединение первичной обмотки в треугольник

Соединение первичной обмотки в звезду с выведенной нулевой точкой

Третий опыт - замыкают накоротко обмотку фазы С, возбуждают фазы А и В трансформатора и измеряют потери.

Группа соединения Y/Д

Группа соединения Х/Х

Обмотки любой фазы замыкают накоротко на соответствующих выводах одной из обмоток трансформатора. Схемы однофазного возбуждения трехфазного трансформатора для измерения потерь при малом напряжении для различных групп соединений приведены на рис. 22.

Потери в трансформаторе при напряжении U'

где U' - приложенное напряжение при замерах потерь холостого хода;

P'0АВ, Р'0ВС, Р'0АС - потери, определенные при указанных выше опытах (за вычетом потерь в приборах) при одинаковом значении подводимого напряжения.

Приведенные к номинальному напряжению потери трансформатора измеренные при некотором малом напряжении U' определяются

где n -- зависит от сорта трансформаторной стали: для горячекатаной 1,8; для холоднокатаной 1,9.

При отсутствии дефектов и одинаковых значениях подведенного напряжения, приближенные соотношения между значениями фазовых потерь будут следующими:

- при соединении возбуждаемой обмотки в звезду (с доступной нейтралью) или треугольник потери, измеренные при подведении питания к выводам обмоток фазы "А" и "С" практически одинаковы и, как правило, не менее чем на 25% больше потерь, измеренных при подведении питания к выводам обмотки средней фазы "В";

- при соединении возбуждаемой обмотки в звезду без доступной нейтрали потери, измеренные при подведении питания к выводам "АВ" и "ВС", практически одинаковы, а потери, измеренные при подведении питания к выводам "АС" на 25% больше потерь, измеренных при подведении питания к выводам "АВ" и "ВС". Необходимо иметь ввиду, что если измеряют потери у нескольких одинаковых трансформаторов (одинаковая трансформаторная сталь и одинаковая величина подводимого напряжения), то у сравниваемых трансформаторов одинаковым значениям потерь холостого хода при номинальном напряжении (указанным заводом-изготовителем), должны соответствовать приблизительно одинаковые значения потерь при малом напряжении.

5. Эксплуатация трансформаторов

5.1 Организация обслуживания трансформаторов

Оперативное обслуживание трансформаторов включает: управление режимом работы; проведение периодических и внеочередных осмотров; контроль значений параметров, характеризующих режим работы, обеспечение безопасного технического обслуживания и ремонта.

Техническое обслуживание трансформаторов включает: контроль состояния изоляции и контактной системы, а также устройств охлаждения, регулирования и пожаротушения, выполняемый вне комплекса планово-предупредительного ремонта; поддержание изоляционных свойств масла в трансформаторе, в баке устройства переключения под нагрузкой и во вводах; работы по восстановлению качества масла (сушка, регенерация) и его доливке; смазка и уход за доступными вращающимися и трущимися узлами, подшипниками устройств регулирования напряжения и охлаждения; периодическое опробование резервного вспомогательного оборудования, настройка, проверка и ремонты вторичных цепей и устройств защиты, автоматики, сигнализации и управления.

Планово-предупредительные ремонты трансформаторов включают текущий и капитальный ремонты, а также связанные с ними испытания и измерения.

Обслуживание трансформаторов может быть плановым и внеочередным. Плановые работы выполняются в соответствии с заранее определенными объемом и сроками проведения; внеплановые - вследствие отказов трансформатора или его элементов, в связи с выявлением дефектов и т.д. Обслуживание трансформаторов в энергосистемах проводится предприятиями электрических станций или электрических сетей.

Все повышающие и часть понижающих подстанций эксплуатируются с постоянным дежурным персоналом. Трансформаторные пункты в городских сетях и понижающие подстанции 110 кВ, а также распределительные подстанции 20...35 кВ эксплуатируются без постоянного персонала и обслуживаются разъездными бригадами.

Ремонтный персонал (в основном электрослесари) под руководством инженерно-технических работников (мастеров, начальников групп подстанций, инженеров служб) проводит капитальные и текущие ремонты трансформаторов, а также эксплуатационные работы (отбор пробы масла, обтирку изоляции, обслуживание устройств охлаждения и др.) и некоторые виды испытаний (проверку изоляции обмоток трансформатора, цепей питания электродвигателей систем охлаждения и пожаротушения, измерение сопротивлений контактной системы и т.д.).

Оперативный персонал участвует в оперативном обслуживании трансформаторов, а выявленные им дефекты записываются в специальный журнал и учитываются при планировании эксплуатационных и ремонтных работ.

Устройства релейной защиты и автоматики обслуживаются специальным персоналом.

Испытатели проводят профилактические проверки изоляции и контактной системы трансформатора. Проверяются выключатели, разъединители, разрядники, системы охлаждения и регулирования напряжения и др. Разрабатывают мероприятия по защите трансформаторов от перенапряжений.

5.2 Оперативное обслуживание трансформаторов

Контроль режима работы. Периодический контроль осуществляется путем проверки нагрузки, уровня напряжения и температуры масла с помощью измерительных приборов. Результаты фиксируются в суточной ведомости: на электростанциях и подстанциях измерения производятся с периодичностью в один-два часа; на подстанциях без дежурного персонала - при каждом посещении объекта оперативным персоналом или методом телеизмерений.

Визуальный контроль состояния трансформатора. Все трансформаторы подвергаются периодическому внешнему осмотру.

Плановые осмотры главных трансформаторов электростанций и подстанций, трансформаторов в зоне загрязнения производятся не реже одного раза в сутки с постоянным дежурством оперативного персонала и не реже одного раза в месяц без постоянного дежурства; остальные трансформаторы должны осматриваться не реже одного раза в неделю и одного раза в шесть месяцев на трансформаторных пунктах.

При плановом осмотре проверяются:

· состояние внешней изоляции - вводов трансформатора, разрядников и опорных изоляторов (целостность фарфора, степень загрязнения поверхности);

· целостность мембраны выхлопной трубы;

· состояние доступных уплотнений фланцевых соединений;

· отсутствие течи масла;

· состояние доступных для наблюдения контактных соединений.

По маслоуказателям определяют уровень масла в баке трансформатора и в расширителе, а также обращают внимание на цвет масла. Потемнение масла может свидетельствовать, например, о его термическом разложении вследствие повышенного нагрева. Через смотровое стекло осматривается индикаторный силикагель в воздухоосушителях бака трансформатора и вводов. Изменение цвета от голубого до розового свидетельствует об увлажнении сорбента и необходимости перезарядки воздухоосушителя.

Показателем состояния трансформатора может служить характер издаваемого им шума (при остановленных вентиляторах), потрескивание или щелчки, которые могут быть связаны с разрядами в баке (например, из-за обрыва заземления активной части).

Осмотры трансформатора следует проводить в светлое время суток. В темноте выявляются дефекты, сами являющиеся источниками свечения: нагрев контактов, коронные разряды по поверхности изоляции и др.

Внеочередные осмотры производятся при экстремальных атмосферных условиях: резкое снижение температуры, ураган, сильный снегопад, гололед. Проверяются уровень масла, состояние вводов и системы охлаждения.

Внеочередные осмотры проводятся после короткого замыкания обмоток (КЗ) или при появлении сигнала газового реле. В первом случае проверяется состояние токоведущих цепей, а также изоляторов, перенесших воздействие динамических нагрузок, во втором - состояние газового реле и его цепей.

Устройства релейной защиты, автоматики и сигнализации. Они должны реагировать на две группы событий: повреждение трансформатора и аварийные режимы работы.

К повреждениям, вызывающим срабатывание релейной защиты, относятся межфазные и однофазные замыкания в обмотках и на выводах, витковые замыкания в обмотках, частичный пробой изоляции вводов, а также повреждения, связанные с выделением газа и повышением давления в баке трансформатора и регулировочного устройства.

К аварийным режимам, на которые должны реагировать защиты трансформаторов, относятся появление сверхтоков, обусловленных внешними КЗ либо перегрузками, а также понижение уровня масла. Устройства релейной защиты устанавливаются на специальных панелях в том же помещении, где находится щит управления.

Для защиты трансформатора применяются:

· дифференциальная защита. Является защитой мощных трансформаторов от внутренних повреждений; работает при КЗ внутри зоны, ограниченной двумя комплектами трансформаторов тока (принцип действия основан на сравнении значений и направлений токов);

· токовая отсечка без выдержки времени. Устанавливается на трансформаторах небольшой мощности; является самой простой быстродействующей защитой от внутренних повреждений;

· защита от сверхтоков внешних КЗ (наиболее простой защитой этого вида является максимальная токовая защита);

· защита от перегрузки. Выполняется с действием на сигнал и состоит из реле тока и реле времени.

Широкое распространение получила газовая защита. Внутренние повреждения трансформатора сопровождаются разложением масла и других изоляционных материалов с образованием летучих газов. Газы поднимаются и попадают в расширитель через газовое реле, установленное на маслопроводе, соединяющем расширитель с баком.

5.3 Техническое обслуживание трансформаторов

Эксплуатация трансформаторного масла - ответственный этап обслуживания. Масло предназначено для изоляции находящихся под напряжением частей трансформатора, для отвода тепла, а также для предохранения изоляции от быстрого увлажнения при проникновении влаги. Свойства масла определяются его химическим составом, который зависит от качества сырья и применяемых способов его очистки.

Рекомендуется применять масло определенной марки. Допускается при соблюдении ряда условий производить заливку трансформаторов смесью масел.

Масла, применяемые для заливки и доливки, должны иметь сертификат, подтверждающий соответствие масла стандарту. Состояние масла оценивается по результатам испытаний, которые делятся на три вида:

· испытание на электрическую прочность, включающее определение пробивного напряжения, определение наличия воды, визуальное определение содержания механических примесей;

· сокращенный анализ, включающий, кроме названного выше, определение кислотного числа, содержания водорастворимых кислот, температуры вспышки и цвета масла;

· испытания в объеме полного анализа, включающие сокращенный анализ, определение tg д, натровой пробы, стабильности против окисления, а также количественное определение влагосодержания и механических примесей.

Пробу для испытания отбирают в стеклянные банки вместимостью 1 л с притертыми пробками, укрепляют этикетки с указанием оборудования, даты, причины отбора пробы, а также фамилии лица, отобравшего пробу. Проба отбирается из нижних слоев масла. Методика испытания масла оговорена стандартами (ГОСТ6581-75*, 6370-83, 1547-84, 6356_75*).

Качество масла оценивается по следующим показателям:

- кислотное число, мг КОН на 1 г масла - не более 0,02;

- температура вспышки, °С - не ниже 150;

- tg д при 90°С, % - не более 2,6;

- натровая проба по ГОСТ 19296-73, балл - не более 0,4.

- стабильность против окисления:

· содержание летучих низкомолекулярных кислот, мг КОН на 1 г масла - не более 0,005;

· массовая доля осадка после окисления, % - 0;

· кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла - не более 0,1;

- температура застывания, °С - не выше - 45;

- вязкость кинематическая, (м²/с) - не более 10-6:

· при 20°С - 28;

· при 50°С - 9;

· при минус 30°С - 1300.

Пробивное напряжение масла должно быть не менее 35 кВ/мм для трансформаторов классов напряжения 60...220 кВ, не менее 25 кВ/мм для трансформаторов напряжением 20...35 кВ.

Ухудшение характеристик масла вызывается воздействием температуры, повышенной напряженностью, содержащегося в масле кислорода, его контактированием с металлами (сталью, медью) и изоляционными деталями, присутствием посторонних примесей и др.

Рекомендуются следующие объем и периодичность испытаний масла:

· перед первым включением трансформатора в работу проводится проверка масла в сокращенном объеме;

· через 10 дней и через месяц для трансформаторов ПО напряжением 220 кВ, а для трансформаторов напряжением 330 кВ и выше также и через три месяца проводятся испытания в том же объеме, как и перед включением; кроме того, через трое суток после включения и далее через 14 суток, один, три и шесть месяцев у всех трансформаторов напряжением ПО кВ и выше производится хроматографический анализ газов, растворенных в масле;

· при дальнейшей эксплуатации испытания масла производят в соответствии с периодичностью текущих ремонтов.

Контакт масла трансформатора с атмосферным воздухом приводит к насыщению его кислородом, а также и увлажнению. В результате снижается электрическая прочность масла. Для удаления из масла влаги используют способы центрифугирования, фильтрования и осушки масла.

Защита масла от увлажнения и старения. Для этого используются: расширитель, воздухоосушители, адсорбционные и термосифонные фильтры, устройства азотной и пленочной защиты. Для повышения стабильности масел применяют антиокислительные и стабилизирующие присадки.

В конце проекта приведен акты о сдаче оборудования в эксплуатацию.

6. Классификация ремонтов трансформаторов

По объему различают ремонты: текущий (эксплуатационный); капитальный без замены обмоток; капитальный с заменой обмоток, но без ремонта магнитной системы; капитальный с заменой обмоток и частичным или полным ремонтом магнитной системы. При ревизии активную часть трансформатора вынимают из бака (или поднимают съемную часть бака) и без разборки активной части (расшихтовка магнитопровода и съем обмоток) производят ее ревизию. Выполняют обязательные работы: обработка масла, замена сорбентов и уплотнений, в некоторых случаях - сушка активной части, контрольные испытания.

По назначению ремонты могут быть планово-предупредительные (профилактические) и послеаварийные. Периодичность их проведения зависит от результатов профилактических испытаний и наличия дефектов, выявленных в процессе эксплуатации и при внешнем осмотре трансформатора.

Предусматривается вскрывать главные трансформаторы электростанций и подстанций, через которые передается основная часть вырабатываемой электроэнергии, через восемь лет после включения в эксплуатацию (независимо от сроков и объемов ремонтов). Вскрываются и осматриваются трансформаторы после длительной транспортировки к месту установки.

По характеру выполняемых работ выделяют ремонты: восстановительный, реконструкция и модернизация.

При восстановительном ремонте параметры трансформатора и конструкция узлов и деталей не изменяются.

При реконструкции параметры трансформатора сохраняются, а конструкция ряда узлов изменяется.

В процессе модернизации изменяют параметры трансформатора и, как правило, отдельные части конструкции.

6.1 Текущий ремонт трансформаторов

Текущие ремонты предназначены для проверки состояния быстроизнашивающихся и несложных в ремонте узлов, чтобы обеспечить безотказную работу трансформатора до следующего ремонта.

При текущем ремонте производятся осмотр и чистка узлов и деталей (легкодоступных), в том числе загрязненной внешней изоляции, ликвидация небольших дефектов, замена неосновных узлов, а также измерения, испытания и осмотры.

Проводится комплекс работ по уходу за трансформаторным маслом, в который входят: спуск грязи и конденсата из расширителя; проверка маслоуказателя и доливка масла в расширитель; проверка и смена сорбента в термосифонном фильтре и воздухоосушителях.

Производят очистку наружных поверхностей бака и крышки, проверку спускных кранов и уплотнений, целостности мембраны выхлопной трубы и предохранительного клапана. Проверяют и смазывают подшипники вентиляторов, электродвигателей, насосов. Проверяют устройства регулирования под нагрузкой (привод, контактор), а также переключатель регулирования без возбуждения. Проверяют устройства релейной защиты, приборы контроля температуры и давления масла, систему азотной защиты.

Проводят проверку и опробование устройств защиты и автоматики, систем охлаждения и пожаротушения. Выполняются испытания изоляции и контактных соединений, в том числе сопротивления контактов переключателей ответвлений.

Сопротивление изоляции измеряют во время испытаний при появлении признаков неисправности.

6.2 Капитальный ремонт трансформаторов

Ремонт трансформаторов без разборки их активной части

Ремонт активной части трансформатора. Проверяют качество прессовки, отсутствие деформации, исправность паек и контактов, состояние изоляции обмоток и отводов. Качество изоляции определяется ее физико-химическими свойствами: эластичностью, твердостью, упругостью, цветом. Изоляция пригодна к дальнейшей эксплуатации, если она эластична, не ломается, не дает трещин при изгибе под углом 90° и имеет светлый цвет.

В процессе эксплуатации трансформаторов происходит ослабление осевой прессовки обмоток (вызванное усадкой изоляции из-за усыхания), уменьшение осевых размеров обмоток и концевой изоляции от действия ударных сил при коротких замыканиях в процессе эксплуатации. Ослабление прессовки обнаруживается перемещением рукой изоляционных деталей и прокладок (они сдвигаются с места). Устранение ослабления опрессовки в трансформаторах подпрессовывают ярмовыми балками путем подтяжки гаек вертикальных шпилек. При ослаблении прессовки ослабляют затяжку балок верхнего ярма и вертикальную стяжку между верхними и нижними ярмовыми балками. При неодинаковых осевых размерах обмоток ВН и НН в них закладывают дополнительную изоляцию в виде разрезных колец. После окончательной прессовки обмоток и затяжки ярма с помощью мегомметра измеряют сопротивление изоляции стяжных шпилек.

Обмотки трансформаторов, не имеющих специальных прессующих устройств, подпрессовывают путем расклиновки, забивая дополнительные изоляционные прокладки-клинья из электроизоляционного картона. Расклиновку производят равномерно по всей окружности обмотки, обходя поочередно один ряд прокладок за другим. При значительном ослаблении обмотки расклинивание производят сверху и снизу.

Разработаны конструкции автоматической прессовки в процессе работы трансформатора. Например, с гидропружинным запорным устройством (рис. 23). Устройство представляет собой два вставленных один в другой стальных взаимно подвижных цилиндра 2 и 3, заполненных трансформаторным маслом и совмещенных со сжатой винтовой пружиной 4, расположенной снаружи цилиндров. При усадке изоляции обмоток цилиндры 2, 3 под воздействием разжимающей пружины 4 раздвигаются и во внутреннюю их полость засасывается из бака трансформатора масло (через ниппель). При коротком замыкании электродинамические усилия от обмоток 12 через стальной 9 и текстолитовый 10 башмаки передаются на гидродомкраты, давление масла в полостях цилиндров резко возрастает и масло запирается конусной частью ниппеля 1.

Гидропружинное устройство размещается между прессующим кольцом 11 и нажимными винтами 6 в ярмовой балке 5. После сушки активной части в фасонные гайки 7 завинчивают нажимные винты 6 до упора в цилиндры 2, 3 и навинчивают контргайки 8, а далее подпрессовка происходит автоматически. Поглощая энергию удара, масло служит хорошим амортизатором.

При ремонте обмоток осматривают витковую изоляцию и, если обнаруживают места повреждений, витки изолируют. Крайние витки в месте наложения дополнительной изоляции раздвигают клином для удобства пропуска ленты. В случае повреждения изоляции в удаленной части катушки между витками закладывают полоску из электрокартона толщиной 0,3...0,5 мм. В месте, где изоляция витка восстановлена, на катушку накладывают бандаж из тафтяной ленты вполунахлест.

Ремонт магнитной системы начинают с проверки чистоты вентиляционных каналов и отсутствия на их поверхности мест перегрева.

Признаками перегревов служат цвета побежалости (изменение цвета стали на желтый, фиолетовый, синий, серый) и наличие продуктов разложения масла в виде черной спекшейся массы.

У сухих трансформаторов вентиляционные каналы продувают сжатым воздухом, у масляных промывают струей горячего трансформаторного масла.