Ремонт и обслуживание трансформаторов

а) равенство коэффициентов  трансформации;

б) совпадение групп соединения;

в) равенство напряжений короткого замыкания;

г) отношение мощностей  трансформаторов, не превышающее 3;

д) совпадение фаз соединяемых  цепей (фазировка).

Проверку приведенных  рекомендаций производят по заводским  данным трансформаторов, включаемых на параллельную работу. Если проверка подтверждает наличие указанных условий, то приступают к фазировке трансформаторов, после  чего их можно включать на параллельную работу.

Фазировка трансформаторов  производится перед их включением в  эксплуатацию после монтажа или  капитального ремонта со сменой обмоток. Перед тем как включить трансформатор  после капитального или текущего ремонта, проверяют результаты предписанных испытаний и измерений. Релейную защиту трансформатора устанавливают  на отключение. После этого тщательно  осматривают трансформаторную установку. При осмотре установки обращают внимание на состояние системы управления и сигнализации, а также на положение  коммутационной аппаратуры. Проверяют, не оставлены ли где-либо переносные закоротки и заземления. Опробуют действия привода выключателя путем  однократного включения и отключения, без чего приступать к оперированию разъединителями не разрешается.

Пробное включение трансформатора в сеть производят толчком на полное напряжение. Такое включение опасности  для трансформатора не представляет, так как при наличии в нем  повреждений он под действием  защиты своевременно отключится от сети.

 

2.3 Основные виды повреждений и текущий ремонт трансформаторов.

 

 

Наибольшее количество повреждений  наблюдается в устройствах обмоток, главной и продольной изоляции, вводов и переключателей.

Поступивший в ремонт трансформатор  осматривают. Знакомятся с эксплуатационно-технической  документацией, обращая особое внимание на сведение о работе и дефектах трансформатора в эксплуатации, результаты предыдущего ремонта и особые требования, предъявляемые заказчиком.

При внешнем осмотре могут  быть установлены некоторые неисправности  трансформатора: поверхностное перекрытие; пробой или разрушение изоляторов, ввод, вздутие бака, образовавшееся вследствие механических усилий внутри трансформатора при его аварии; нарушение  швов бака или уплотнений, наличие  и течи масла; неисправности работы маслоуказателя, сливного крана и  другие дефекты.

 

Определение основных физико-химических свойств трансформаторного масла.

В случае отсутствия паспортных данных поступившего в ремонт трансформатора необходимо провести испытание трансформаторного  масла на основные физико-химические свойства.

Масло для испытания отбирают из специально предусмотренного крана  в чистую сухую стеклянную посуду, предварительно слив 2 – 3 л масла  и ополоснув им посуду. Масло испытывают на пробой на специальной установке. Для трансформаторов с номинальным  напряжением до 15 кВ пробивное напряжение должно быть не менее 25 кВ при условии  выполнения шести проб. Проводят сокращённый  химический анализ для проверки соответствия их приведённым в таблице.

 

Измерение сопротивления  изоляции обмоток.

Измерения выполняют мегаомметром 1000В. Для двухобмоточных трансформаторов  измеряют сопротивление изоляции между  обмоткой ВН и баком при заземленной  обмотке НН, между обмоткой НН и  баком при заземленной обмотке  ВН, между соединенными между собой  обмотками ВН и НН и баком. Сопротивление  изоляции при 10єС должно быть в пределах 800 – 600 МОм.

 

Определение коэффициента трансформации.

Коэффициент трансформации  определяют методом двух вольтметров. На вводы НН подают напряжение порядка 100 – 400 В. С помощью вольтметров  V1 и V2 измеряют поочередно напряжение на всех ступенях напряжения обмоток ВН и НН. Вольтметр V2  присоединяется через трансформатор напряжения. Определяют коэффициент трансформации для всех фаз и ступеней. Допустимое отклонение коэффициента от расчетного  должно быть – 0,5%, отклонение по фазам 1 – 2%.

Определение группы соединения обмоток.

Определение группы выполняют  методом двух вольтметров V1 и V2. Вводы А и а испытуемого трансформатора соединяют. К одной из обмоток подводят напряжение 220 В и измеряют поочередно напряжения между вводами в-В, в-С и с-В. По измеренным напряжениям и полученным коэффициентам трансформации по справочным таблицам находят группу  соединения обмоток.

 

Испытание прочности  изоляции между обмотками ВН и  НН и каждой из них относительно бака.

С помощью автотрансформатора Т1, подключенного к сети переменного  тока промышленной частоты 50 Гц, плавно поднимают напряжение трансформатора Т2 до 35 кВ для масляных трансформаторов  и 23 кВ для сухих с номинальным  напряжением 10 кВ. Если в течение 1 м  не наблюдается потрескивания или  перекрытия, стрелки вольтметра и  амперметра не изменяют своих показаний, плавно снижают напряжение до нуля и считают, что трансформатор  выдержал испытания.

Если в результате осмотра  и приведенных выше испытаний  повреждения активной части трансформатора установлены, приступают к ее осмотру.

Трансформатор устанавливают  под крюк подъемного механизма так, чтобы крюк находился над центром  тяжести трансформатора (пересечения  осей крышки трансформатора), демонтируют  термометр и пробивной предохранитель, чтобы не повредить их при подъеме  выемной части, отвинчивают болты, крепящие крышку, ослабляют крепления  изоляторов и вводов, установленных  на крышке.

Активную часть  трансформатора поднимают после частичного слива  масла до уровня ниже уплотняющей  прокладки крышки в трансформаторах  с расширителем. Чтобы избежать появления  влаги (росы) на остове и обмотках  трансформатора, активную часть разрешается  поднимать только при условии, когда температура ее равна или выше температуры окружающего воздуха.

Чтобы не повредить обмотки, подъем рекомендуется проводить  вдвоем, удерживая стропы и крышку трансформатора, чтобы магнитная  система и обмотки не задевали за края бака. Подняв активную часть  на 15-20 см, определяют уровень масла  в трансформаторе и проверяют, полностью  ли были покрыты маслом обмотки и  отводы. Только после этого допускается  полный спуск масла.

Подняв активную часть  трансформатора, осматривают её. Проверяют  чистоту обмоток, обращая особое внимание на каналы между обмотками  и магнитопроводом. Твердые парафиновые  отложения очищают протирочной  ветошью или кистью, смоченными в  бензине.

Почерневшие или подгоревшие  места катушек свидетельствуют  о межвитковом замыкании обмоток  или пробое на корпус. Выявляют на ощупь  места ослабления витков. В этих местах, как правило, поврежденной оказывается  изоляция обмотки, обуглившаяся в результате межвитковых замыканий, не видимых  с внешней стороны. Проверяют  внешним осмотром состояние изоляции, отсутствие деформаций и смещений обмоток  или ее витков, наличие изоляционных прокладок, клиньев, распорок.

Ослабление витков обмотки  устраняют подпрессовкой обмоток. Между уравнительной и ярмовой  изоляциями забивают дополнительные изоляционные клинья, изготовленные из сухого дерева, электрокартона или гетинакса. Раскаливают  ряд за рядом равномерно по всей окружности. При этом применяют вспомогательный  брусок. Чтобы нее размочалить  торцы забиваемых клиньев, ударяют  по деревянному бруску. Для небольших  трансформаторов подпрессовка выполняется  ярмовыми балками.

Мегаомметром 1000 В проверяют  отсутствие обрывов и сопротивление  изоляции обмоток НН и ВН на корпус и между обмотками ВН и НН.

Проверяют также надёжность контактов концов обмотки с вводами, места паек, изоляцию шпилек и бандажей бесшпилечных трансформаторов, стягивающих  сталь магнитопровода.

При внешнем осмотре обращают внимание на состояние переключателей. Одновременно осматривают бак, расширитель, соединительные трубопроводы и уплотнения.

Если оказываются повреждёнными  магнитная система или обмотки, трансформатор подлежит капитальному ремонту с разборкой активной части.

При повреждениях других частей ремонт последних производят без  полной разборки трансформатора.

 

Ремонт вводов.

Основные неисправности  вводов следующие: трещины и сколы  изоляторов, разрушение изоляторов, некачественная армировка и уплотнение, срыв резьбы контактного зажима при неправильном навинчивании и затягивании гайки. При значительных сколах и трещинах ввод заменяется.

Армирование фарфоровых изоляторов начинают с изготовления зажима их медных или латунных прутков соответствующего диаметра и длины; на концах зажима нарезается резьба по размерам заменяемого. На зажим навинчивают стальной или  бронзовый колпак и закрепляют его  контргайкой. С внутренней стороны  колпак с зажимом скрепляют газосваркой. Сварку производят латунью с применением  в качестве флюса буры предварительно прокаленной в течение 3 ч при 700єС.Качество сварки должно быть проверено. После сварки зажим лудят гальваническим способом и подвергают вторичному испытанию.

Зажим с приваренным к  нему колпаком закрепляют в тисках. Для предохранения резьбу обертывают лентой из мягкого метала. Внутрь колпака  вкладывают резиновую прокладку.

Фарфоровый изолятор верхней  частью вставляют в колпак и сверху на зажим надевают электрокартонную и металлические шайбы, которые  до отказа затягивают контргайкой. Колпак заливают замазкой, которую после  застывания покрывают нитроэмалью 624 єС.

В качестве армировачных цементирующих  замазок для изоляторов напряжением  до 10 кВ рекомендуется глетоглицириновая  или портландцементная замазка. В случае переармировки изоляторов необходимо старую затвердевшую замазку  удалить равномерным нагреванием  фарфоровой части ввода, а затем  фланца до 100-120єС паяльной лампой или  автогенной горелкой. Вследствие температурного расширения фланец отойдет от замазки  и при легком ударе молотка  по фланцу он отделится от фарфора.

Начало обмоток ВН трехфазного  трансформатора маркируется буквами  А, В, С, а концы этих обмоток –  Х, У, Z. Нейтраль – 0. Начало и конец обмоток НН маркируются соответственно a, b, c и x, y, z.

 

Ремонт поврежденных контактных зажимов.

Поврежденную резьбу зажимов  отрезают ножовкой заподлицо с плоскостью колпачка. Зажим высверливают на толщину  тела колпачка (3 – 4 мм), после чего его  можно свободно вынуть и заменить новым. Новый зажим приваривают  от верхней плоскости колпачка.

 

 

Ремонт переключателей.

Переключатель служит для  переключения числа витков обмотки  ВН и имеет три ступени регулировки  напряжения: +5%, номинальное напряжение – 5%. Наиболее распространены следующие  типы переключателей:

ТПСУ-9-120/6, устанавливаемый  в трансформаторах мощностью  до 1000 кВ·А, напряжением до 6 кВ без  расширителя; переключатель размещается  под крышкой, в которой есть отверстие  для рукоятки, и закрепляется на верхних ярмовых балках выемной  части трансформатора; отверстие  закрывается чугунным колпаком;

ТПСУ-9-120/11, ТПСУ-9-120/12, применяемые  в трансформаторах напряжением  до 10 кВ и мощностью до 1000 кВ·А включительно; переключатель устанавливается  над крышкой трансформатора.

В последних конструкциях трансформаторов напряжением 10 кВ применяется  переключатель реечного типа ПТО-10/63-65, предназначенный для переключения ответвления обмоток в пределах ± 2·2,5 на трансформаторах 1 – 3 габаритов  на напряжение до 10 кВ.

Наиболее частыми повреждениями  переключателей являются оплавления и  подгорания контактных поверхностей. При значительных оплавлениях и  полном выгорании контактов переключатель  заменяют новым.

В целях устранения повреждений  пружины переключатель проверяют  путём переключения его по всем ступеням. Исправная пружина для переключателя  ТПСУ, ПТО обеспечивает нажатие контактов  в рабочем положении 50 – 60 Н. Каждое положение переключателя чётко  фиксируется, что сопровождается щелчком.

При осмотре переключателя  его следует очистить, закрепить  и подтянуть контакты.

Иногда контактная поверхность  переключателей покрывается очень  стойкой и твёрдой плёнкой  – продуктом старения масла. Её удаляют, протирая поверхность колец и  стержней контактов тряпкой, смоченной  ацетоном. Применение для этой цели наждачной бумаги недопустимо, так  как она может повредить никелированную поверхность.

 

Ремонт пробивного предохранителя.

После каждого пробоя предохранителя устанавливают новую слюдяную пластинку  толщиной 0,25 мм, а контактные поверхности  предохранителя тщательно зачищают от образовавшегося нагара.

 

Ремонт бака.

Сравнительно распространёнными  случаями повреждения бака, вызывающими  его течь, являются нарушения сварных  швов и недостаточная плотность  прокладки между баком и крышкой. Пустой бак очищают от осадков, грязи, промывают и ополаскивают тёплым маслом. Проверяют исправность работы спускного крана. Места течи заваривают, предварительно тщательно очистив  место сварки от масла и краски и просушив его постепенным и  равномерным нагревом паяльной лампы.