Меню

Капитальный ремонт трансформатора проводится при

ООО “ФОРМАТ-ЭНЕРГО”

Сервисный центр по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторов

143980, Московская область, г.Железнодорожный, ул.Автозаводская, д.50, оф.3

тел. 8 (919 )760-06-29, тел. 8 (499 )271-37-52

Веб-сайт: www.format-energo.ru; Эл. почта: info@format-energo.ru

Виды и сроки ремонтов

По объему работ ремонт трансформаторов подразделяется на текущий и капитальный. Текущий (или ревизионный) ремонт трансформаторов проводят на месте их установки с обязательным отключением от источников питания.

Под текущим ремонтом подразумевается техническое обслуживание трансформатора без выемки активной части. Ревизию трансформаторов с их отключением, но без выемки активной части проводят по мере необходимости, но не реже одного раза в 3 года, а для трансформаторов 35/6-10 кв не реже одного раза в год.

Капитальные ремонты делают на электроремонтных предприятиях. Капитальный ремонт производится с выемкой активной части и бывает двух видов – 1-й категории сложности (без разборки активной части) и 2-й категории сложности (с разборкой).

Капитальный ремонт 1-й категории сложности включает в себя вскрытие трансформатора с выемкой активной части, осуществление ремонта или замены (при необходимости) составных частей и узлов трансформатора, сушку активной части, восстановление или замену трансформаторного масла и сорбентов.

Капитальный ремонт 2-й категории сложности помимо работ, входящих в капитальный ремонт 1-й категории сложности, включает в себя ремонт активной части с ее разборкой для восстановления или замены обмоток, главной изоляции, и в редких случаях ремонт магнитной системы с переизолировкой пластин.

Капитальный ремонт трансформаторов с выемкой активной части делают первый раз через 6 лет после ввода в эксплуатацию, а в дальнейшем по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформатора. Однако в зависимости от типа трансформатора, условий транспортировки, монтажа и эксплуатации сроки проведения текущих и капитальных ремонтов могут быть изменены.

Существуют следующие интервалы проведения капитальных ремонтов для трансформаторов первых и вторых габаритов:

  • для новых трансформаторов – 5-6 лет
  • для трансформаторов с частичной герметизацией и защитой масла после капитального ремонта (включая случаи установки расширителей и термосифонных фильтров при ремонте) – 4-5 лет
  • для трансформаторов, прошедших восстановительный капитальный ремонт (без герметизации и защиты масла) – 2-3 года

По назначению ремонт подразделяется на планово-предупредительный или послеаварийный. Первый выполняется по заранее разработанному графику. Ремонт аварийно вышедшего из строя трансформатора выполняется по факту случившейся с ним неисправности.

По характеру исполнения существуют восстановительный ремонт, реконструкция и модернизация.

Восстановительный ремонт – это устранение всех неисправностей, замена всех негодных узлов и деталей новыми, такими же, как и заменяемые, без внесения в них каких-либо конструктивных изменений. Такому ремонту подвергают новые, выпущенные на современном техническом уровне трансформаторы, вышедшие из строя по разным причинам. К нему относятся текущие и капитальные ремонты 1-й и 2-й категорий сложности.

Трансформаторы устаревшей конструкции, не имеющие достаточной арматуры, а также трансформаторы, требующие изменений в своей конструкции и изменений характеристик номинальных параметров подвергают реконструкции или модернизации, которые относятся к капитальному ремонту 3-й категории сложности.

Под реконструкцией понимают изменение конструкций каких-либо частей трансформатора без изменения его номинальных параметров.

Под модернизацией понимают именно изменение номинальных данных трансформатора – мощности, напряжения, тока, схемы соединения обмоток и пр., при чем при проведении модернизации изменяется, как правило, и конструкция отдельных частей трансформатора: обмоток, отводов, вводов и т.п.

Источник

Текущий и капитальный ремонт трансформаторов

В процессе эксплуатации отдельные части трансформатора под влиянием термических, электродинамических, механических и других воздействий постепенно теряют свои первоначальные свойства и могут прийти в негодность.

В целях своевременного обнаружения и устранения развивающихся дефектов и предупреждения аварийных отключений для трансформаторов периодически проводятся текущие и капитальные ремонты.

Текущий ремонт трансформатора производится в следующем объеме :

а) наружный осмотр и устранение обнаруженных дефектов, поддающихся устранению на месте,

б) чистка изоляторов и бака,

в) спуск грязи из расширителя, доливка в случае необходимости масла, проверка маслоуказателя,

г) проверка опускного крана и уплотнений,

д) осмотр и чистка охлаждающих устройств,

е) проверка газовой защиты,

ж) проверка целости мембраны выхлопной трубы,

з) проведение измерений и испытаний.

Для трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой производятся внеочередные ремонты регулирующего устройства в соответствии с указаниями заводской инструкции в зависимости от числа произведенных переключений.

При ремонте трансформаторов с принудительным масловодяным охлаждением следует обратить особое внимание на отсутствие подсоса воздуха в систему циркуляции масла и на проверку герметичности охладителей.

Герметичность охладителей проверяется путем создания избыточного давления поочередно со стороны масляной, а затем водяной системы согласно действующим инструкциям.

Периодичность чистки и испытания охладителей зависит от местных условий (загрязнения воды, состояния охладителей) и производится не реже 1 раза в год.

При ремонте проверяется также состояние термосифонных фильтров и воздухоосушителей.

У маслонаполненных вводов трансформаторов при ремонте производятся отбор пробы масла, доливка масла, в случае необходимости — и измерение тангенса угла диэлектрических потерь (не реже 1 раза в 6 лет).

Ввиду того что масло в вводах трансформаторов через несколько лет работы приходит в негодность, при ремонте иногда возникает необходимость смены ввода. Опыт эксплуатации также показывает, что для маслонаполненных вводов с барьерной изоляцией через 10 — 12 лет работы на трансформаторах недостаточна только смена масла, а необходим капитальный ремонт с разборкой, чисткой и при необходимости сменной изоляции ввода.

Капитальный ремонт трансформаторов

Трансформатор имеет достаточно большие запасы электрической прочности изоляции и является весьма надежным аппаратом в эксплуатации.

Трансформаторы имеют маслобарьерную изоляцию. В качестве основной твердой изоляции для трансформатора используется прессшпан. Изготовляемый до последнего времени отечественными заводами прессшпан дает с течением времени усадку, что является его существенным недостатком.

Как правило, для трансформаторов применяется жесткая система запрессовки обмотки, которая не обеспечивает автоматическую подпрессовку обмотки по мере усадки прессшпана. Поэтому после нескольких лет работы для трансформаторов предусматривается проведение капитальных ремонтов, при которых основное внимание должно быть уделено подпрессовке обмоток.

При отсутствии необходимых подъемных приспособлений капитальный ремонт допускается производить с осмотром сердечника в баке (при снятой крышке), если при этом обеспечена возможность производства подпрессовки и расклиновки обмоток.

Для ответственных трансформаторов первоначальный срок капитального ремонта после ввода в эксплуатацию установлен в 6 лет, для остальных — по результатам испытаний по мере необходимости.

Капитальный ремонт трансформатора производится в следующем объеме:

а) вскрытие трансформатора, подъем сердечника (или съемного бака) и осмотр его,

б) ремонт магиитопровода, обмоток (подпрессовка), переключателей и отводов,

в) ремонт крышки, расширителя, выхлопной трубы (проверка целости мембраны), радиаторов, термосифонного фильтра, воздухо осушителя, кранов, изоляторов,

г) ремонт охлаждающих устройств,

д) чистка и окраска бака,

е) проверка контрольно-измерительных приборов, сигнальных и защитных устройств,

ж) очистка или смена масла,

з) сушка активной части (в случае необходимости),

Источник

Ремонт трансформаторов, текущий и капитальный

Некоторые конструктивные элементы трансформаторов неизбежно теряют свои технические свойства и приходят в негодность в процессе эксплуатации. Это происходит под воздействием различных факторов – механических, электродинамических, термических и других.

Текущий и капитальный ремонт трансформаторов необходим для того, чтобы своевременно обнаружить и исправить возможные дефекты, заменить вышедшие из строя части и предупредить аварийные ситуации.

В большинстве случаев, текущий ремонт трансформаторов предполагает выполнение следующих работ:

  • Визуальный осмотр наружных частей трансформатора и устранение неисправностей на месте при таковой возможности.
  • Прочистка бака и изоляторов.
  • Прочистка расширителя (слив грязи).
  • Проверка маслоуказателя, в случае необходимости – долив масла до необходимого уровня.
  • Проверка уплотнений и отпускного крана.
  • Визуальный осмотр и прочистка охлаждающих компонентов трансформатора.
  • Проверка системы газовой защиты.
  • Проверка мембраны выхлопной трубы на предмет целостности.
  • Проведение предусмотренных испытаний и измерений.

Трансформаторы с регулировкой напряжения нуждаются в проведении внеочередных плановых ремонтов (ремонтируется регулирующее устройство). Периодичность таких работ зависит от количества проведенных переключений и рекомендаций производителя трансформатора.

Ремонт трансформаторов с системой принудительного масловодяного охлаждения предполагает также проверку подсоса воздуха в систему циркуляции (подсоса быть не должно), а также проверку охладителей на предмет герметичности и целостности. Герметичность охладителей в таких трансформаторах проверяется методом создания избыточного давления как со стороны водяной, так и со стороны масляной системы поочередно. Данные процедуры следует проводить как минимум ежегодно, а при сильном загрязнении воды в системе или ненадлежащем состоянии охладителей – чаще.

Читайте также:  Капитальный ремонт подвала мкд

При ремонте трансформаторов также производится диагностика воздухоосушителей и термосифонных фильтров. В маслонаполненных вводах необходимо произвести отбор пробы масла, осуществить его доливку до предусмотренного уровня, при таковой необходимости – измерить тангенс угла диэлектрических потерь.

Раз в несколько лет необходимо сменить маслонаполненный ввод трансформатора за счет того, что масло в этот срок полностью приходит в негодность. Кроме этого, приблизительно через 10 лет эксплуатации таких трансформаторов (с маслонаполненными вводами с барьерной изоляцией) возникает необходимость капитального ремонта с полной разборкой, а также сменой изоляции маслонаполненного ввода.

Капитальный ремонт трансформаторов: некоторые особенности и перечень работ

Несмотря на то, что с конструктивной точки зрения трансформатор можно считать крайне надежным аппаратом (за счет большого запаса электрической прочности изоляции), необходимость проведения его капитального ремонта все же присутствует.

Тип изоляции трансформаторов – маслобарьерная с применением прессшпана. Недостатком прессшпана (в особенности, отечественного производства) является его усадка в течением времени. Жидкая система запрессовки, которая применятся в трансформаторах, не обеспечивает подпрессовку обмотки по мере того, как прессшпан дает усадку. Поэтому капитальный ремонт трансформаторов, в первую очередь, предполагает именно подпрессовку обмоток.

Капитальный ремонт трансформатора (а именно – расклиновка и подпрессвка обмоток) может производиться в том числе и с осмотром сердечника непосредственно в баке при демонтированной крышке.

Периодичность капитального ремонта определяется в соответствии с испытаниями и измерениями, а для ответственных трансформаторов она составляет 6 лет с момента ввода в эксплуатацию.

Перечень работ при капитальном ремонте трансформаторов:

  • Вскрытие корпуса, подъем и визуальный осмотр сердечника (или съемного бака).
  • Подпрессовка обмоток.
  • Ремонт магнитопривода, отводов и переключателей.
  • Ремонт выхлопной трубы, ее мембраны, воздухоосушителя, крышки, расширителя, изоляторов, радиаторов и кранов.
  • Прочистка бака, его покраска.
  • Ремонт охлаждающих компонентов.
  • Диагностика работоспособности сигнальной и защитной аппаратуры, контрольно-измерительных приборов.
  • Смена масла или его очистка.
  • При таковой необходимости – просушка активной части.
  • Сборка, измерения и испытания.

Любые вопросы относительно ремонта трансформаторов в Туле вы можете задать специалистам компании «РемЭл» по телефону +7 (4872) 47-97-42.

Источник

Капитальный ремонт трансформатора проводится при

8.1. ВИДЫ И ПЕРИОДИЧНОСТЬ РЕМОНТА

Отечественные трансформаторы просты по конструкции и надежны в работе. Их удельная повреждаемость по сравнению с другими видами оборудования незначительна. Однако для устранения неполадок и предупреждения аварий трансформаторы периодически выводят в текущий и капитальный ремонты.

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

При текущем ремонте трансформаторов обычно измеряется сопротивление изоляции обмоток и определяется отношение /?бо» /#i5″. Измерения выполняются при помощи ме-гаомметра на напряжение 2500 В.

Текущие ремонты главных трансформаторов станций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд выполняются не реже 1 раза в год, если указанные трансформаторы снабжены РПН, при отсутствии РПН — не реже 1 раза в 2 года.

При капитальном ремонте производятся вскрытие трансформатора, тщательная проверка и ремонт всех его узлов и испытания.

В условиях эксплуатации капитальный ремонт крупных трансформаторов производится на месте установки с применением инвентарных сборных конструкций, в трансформаторных башнях, сооружаемых вблизи распределительных устройств, на ремонтных площадках машинного зала элект-

ростанций, имеющих подъездные пути от мест установки трансформаторов. Трансформаторы небольшой мощности ремонтируют в мастерских электрических цехов электростанций.

Помещения для ремонта, а также временно сооружаемые укрытия должны надежно защищать трансформаторы от попадания пыли и атмосферных осадков. Выполнение такелажных работ требует от ремонтников особых знаний и навыков. Поэтому доставку трансформатора на ремонтную площадку, снятие вводов, подъем активной части и перемещение отдельных деталей и узлов поручают специалистам-такелажникам.

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

8.2. УСЛОВИЯ ВСКРЫТИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ РЕМОНТА

Увлажнение изоляции трансформатора при ремонте происходит в результате поглощения влаги, содержащейся в воздухе. Если температура активной части трансформатора ниже температуры окружающего воздуха, то при соприкосновении воздуха.с относительно холодной активной частью влага конденсируется на ее поверхности и впитывается изоляцией. Чтобы не допустить увлажнения изоляции за время ремонта и включить трансформатор в работу без сушки, осмотр и ремонт его активной части нужно проводить в сухую ясную погоду. При этом активную часть разрешается держать на воздухе с относительной влажностью менее 75 % не более 24 ч для трансформаторов до 35 кВ включительно и 16 ч для трансформаторов ПО— 500 кВ.

Отсчет времени ведется от начала слива масла из трансформатора. Температура активной части при ремонте должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее чем на 10 °С. Если это условие выполнить нельзя, вскрытие трансформатора откладывается или активную часть нагревают до температуры, превышающей температуру окружающего воздуха на 10—15 °С, В случае

дождливой погоды осмотр производят в помещении, Где температура воздуха поддерживается выше температуры наружного воздуха не менее чем на 10 С С. Время пребывания активной части на воздухе может быть увеличено (не более чем вдвое по сравнению с указанным выше), но при этом температура окружающего воздуха должна быть выше 0°С, относительная влажность менее 75 %, а темпера* тура активной части должна превышать температуру окружающего воздуха не менее чем на 10 °С. Если пребывание активной части на воздухе будет более продолжительным, ч«м указано выше, потребуется контрольная подсушка или сушка изоляции, необходимость которых устанавливается по результатам измерений изоляционных характеристик.

8.3. ОБЪЕМ РАБОТ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ

ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

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

Разборка вспомогательного оборудования. Перед разборкой трансформатор осматривают снаружи, выясняют, какие неисправности наблюдались в работе, проверяют работу систем охлаждения и устройств переключения ответвлений обмоток; осматривают арматуру, сварные швы, армировку изоляторов, уплотнения и составляют опись внешних дефектов. Затем измеряют изоляционные характеристики /?6o7^i5″, tgS, C2/C5o, проводят сокращенный анализ и измерение tg 6 масла из бака. Потом сливают масло из бака с подсосом воздуха через осушитель и измеряют АС/С изоляции трансформатора.

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

Далее снимают расширитель, предохранительную трубу, термосифонный фильтр и охладители. Отсоединяют и

снимают с помощью специальных траверс маслонаполнен-ные вводы СН, ВН и вводы НН. Перед снятием вводы НН отсоединяют от гибких отводов через люки.

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

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

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

Читайте также:  Капитальный ремонт памятник архитектуры

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

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

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

Состояние изоляции листов стали проверяют измерением сопротивления постоянному току лаковой пленки пакетов стали и всего магнитопровода.

Сопротивление изоляции стяжных шпилек, прессующих колец и ярмоЕых балок проверяют мегаомметром на 1000— 2500 В. Сопротивление изоляции при этом не нормируется, устанавливается лишь отсутствие замыканий.

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

У трансформаторов, имеющих переключатели ПБВ, проверяют состояние валов, изоляционных цилиндров, деталей крепления, исправность контактов и достаточность их нажатия. Переключатель должен легко перемещаться из одного положения в другое.

У трансформаторов, снабженных устройствами РПН, проверяют исправность всех механизмов переключателя: валов, шестерен, кулачков сцепления и пр. Обращается внимание на отсутствие люфтов в кинематической схеме привода.

Проверяют состояние реакторов (или резисторов), надежность работы и отсутствие нагара на контактах контактора и избирателя. При необходимости устанавливают новые пары контактов. В баке контактора заменяют масло.

В процессе ремонта переключающего устройства измеряют переходное сопротивление его контактов и силу контактного нажатия. Переходное сопротивление одного контакта, измеренное микроомметром, не должно выходить за пределы 10—20 мкОм. Силу контактного нажатия измеряют динамометром, с помощью которого оттягивают подвиж-

ный контакт до тех пор, пока не выпадет контрольный щуп, зажатый между контактами. Результаты измерений сравнивают с паспортными данными.

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

Осмотр и ремонт отдельных узлов и вспомогательного оборудования. К осмотру и ремонту бака и его арматуры приступают непосредственно посяе снятия колокола или выемки из бака активной части. Наружную поверхность бака и крышки очищают от грязи, устраняют места течи масла, заменяют уплотнения, восстанавливают поврежденную окраску поверхности бака.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На полностью собранном и залитом маслом трансформаторе с регулированием напряжения над нагрузкой проверяют работу переключающего устройства. Для этого

у устройств серии РНТ снимают круговую диаграмму, а у быстродействующих устройств серий РНОА и РНТА процесс работы контактора еще и осциллографируют. Последовательность действия контактов проверяют рри медленном повороте выходного вала приводного механизма на 360° (отсюда название — круговая диаграмма). Для снятия

Рис. 8.1. Схема для снятия круговой диаграммы переключающего устройства серии РНОА (а) и круговая диаграмма переключающего устройства типа РНОА-110/1000 (б):

К1 — контактор нечетных ступеней; К2 — то же четных ступеней; П1 — переключатель (избиратель) нечетных ступеней; П2 — то же четных ступеней; Л1 и Л2 — лампы; В — источник постоянного тока; R1 и R2— резисторы; РО — регулировочная обмотка; заштрихованная ча.сть диаграммы — контакт замкнут, незаштрихо-ванная — контакт разомкнут; а — угол — интервал между работой переключателя и контактора — не менее 45°

круговой диаграммы, например, устройства серии РНОА открывают люк контактора и к неподвижным контактам присоединяют провода от ламп Л1 и Л2 (рис. 8.1,а). Питание на схему подают от батареи 6—24 В. Вручную вращая рукоятку привода переключающего устройства, по загоранию и погасанию ламп фиксируют моменты замыкания и размыкания контактов; одновременно по лимбу (со шкалой от 0 до 360° и ценой деления 1°), прикрепленному к крышке привода, замечают углы поворота вала. Для каждого устройства серии РНОА заводом рекомендуется снимать круговую диаграмму в определенном диапазоне положений при работе устройства в обе стороны. Круговую диаграмму строят по значениям углов срабатывания кон-

тактов (рис. 8.1,6). Правильность работы переключающего устройства оценивают сравнением полученных углов с заводскими данными.

После снятия круговой диаграммы процесс переключения осциллографируют для установления очередности и времени срабатывания контактов контактора.

В заключение для определения плотности всех соединений и сварных швов трансформатор в течение 3 ч испытывают избыточным давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим уровнем масла в расширителе.

Читайте также:  Платежи за капитальный ремонт с 2014 года

8.4. КОНТРОЛЬНАЯ ПОДСУШКА И СУШКА ТРАНСФОРМАТОРОВ

Контрольная подсушка и сушка изоляции трансформаторов, вводимых в работу шсле ремонта, проводится на ремонтной площадке:

Контрольная подсушка проводится в тех случаях, когда продолжительность пребывания активной части на воздухе не превысила допустимой и нет оснований предполагать, что изоляция значительно увлажнена. Подсушка заключается в прогреве активной части (циркуляцией масла через электронагреватели, токами КЗ, с помощью паровых нагревателей и другими способами) в масле с температурой в верхних слоях 80 °С. В процессе такого прогрева периодически измеряются характеристики изоляции. Прогрев прекращается, когда характеристики изоляции будут отвечать требованиям норм, но не раньше чем через 24 ч, не считая времени нагрева до 80 °С. Продолжительность контрольного прогрева не более 48 ч. Если за это время характеристики изоляции не достигнут требуемых значений, трансформатор подлежит сушке.

Сушка изоляции трансформаторов состоит в том, что искусственно создаются условия; при которых влага перемещается из внутренних слоев изоляции к поверхности и с поверхности в окружающую среду. Перемещение влаги внутри материала происходит в соответствии с физическими законами от более влажных слоев к менее влажным и от более нагретых к менее нагретым. Перемещение влаги с поверхности изоляции в окружающую среду происходит под действием разности давлений пара на поверхности изоляционного материала и в окружающей среде. Таким образом, в процессе сушки необходимо повышать давление пара у поверхности материала, что достигается его нагре-

вом, и понижать давление в окружающем пространстве путем создания вакуума или вентиляции сушильного пространства сухим воздухом.

При сушке изоляции сухим воздухом активную часть трансформатора помещают в хорошо утепленную и защищенную изнутри от возгорания камеру (рис. 8.2). Сухой воздух в камеру подается от воздуходувки и удаляется че-

Рис. 8.2. Сушка трансформатора в камере при помощи воздуходувки:

/ — вентилятор; 2 — нагреватель; 3 — искроуловитель; 4 — утепленная камера; 5 — регулировочный шибер; 6 — термометры; 7 — термопары на обмотке

рез вытяжное отверстие, унося с собой пары воды. Температура входящего в камеру воздуха должна быть не выше 105 и выходящего не ниже 80—90 °С. Контроль за температурой ведется по термометрам. Количество воздуха, подаваемого в камеру за i мин, должно быть в 1,5 раза больше объема камеры.

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

Для сушки активную часть опускают в совершенно сухой бак; в различных местах активной части устанавливают термопары и терморезисторы; крышку и все отверстия в баке тщательно уплотняют; стенки бака утепляют асбопо-лотном или стеклотканью; снаружи под теплоизоляцией устанавливают термометры. Индукционную обмотку наматывают на бак с таким расчетом, чтобы в нижней части находилось 60—65% общего числа витков, а остальные — в верхней части. Такое расположение обмотки обеспечивает

равномерный нагрев активной части. Питание индукционной обмотки осуществляют от трансформатора мощностью 560—1000 кВ-А, напряжением 380 В. Дно бака прогревают электрическими печами. Время нагрева активной части до температуры 100—105 °С зависит от ее размеров, массы и класса изоляции. Для трансформаторов 110 кВ оно состав-

Рис. 8 3 Схема сушки трансформатора в своем баке под вакуумом:

ляет 30—40 ч, а для трансформаторов 220—500 кВ — 60— 80 ч. Схема сушки представлена на рис. 8.3.

После проверки работы вакуумной системы подают напряжение на индукционную обмотку 2, включают печи донного подогрева и температуру в баке доводят до 100°С. Затем включают вакуумные насосы 4 и открывают кран, через который в нижнюю часть бака подсасывается горячий воздух, забираемый из поддонного пространства через фильтр 5. Подсос воздуха регулируют с таким расчетом, чтобы вакуум в баке не поднимался выше 0,003 МПа (для трансформаторов ПО кВ и ниже). Для ускорения сушки режим нагрева чередуют со снятием вакуума и быстрым охлаждением верхних слоев изоляции, чтобы создать перепад температур между внутренними и внешними слоями изоляции. Контроль за сушкой ведется непрерывно. Каждый час записывают показания термометров и вакуумметра 7, про-

изводят измерения сопротивления изоляции мегаомметром на 2500 В. Сушка считается законченной, если устанавливается постоянное значение сопротивления изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь при неизменной температуре, а также прекращается выделение влаги в охладительной колонке. После этого нагрев прекращают, температуру в баке понижают до 80—85 °С и трансформатор заполняют сухим маслом под вакуумом. Через 6—10 ч, когда изоляция пропитается маслом, активную часть вскрывают для осмотра и подпрессовки обмоток, так как изоляция при сушке усыхает.

8.5. НОРМЫ ИСПЫТАНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Целью испытаний, проводимых в период ремонта, является проверка состояния трансформатора и качества ремонта. При капитальном ремонте без смены обмоток в объем испытаний входят:

химический анализ масла из бака трансформатора и вводов;

измерение сопротивления обмоток постоянному току при всех положениях переключателя ответвлений. Значение сопротивлений обмоток разных фаз не должны отличаться друг от друга более чем на 2 %;

измерение коэффициента трансформации на всех ответвлениях. Для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации не должна превышать значения ступени регулирования;

измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец. Измерение выполняется мегаомметром. Значение сопротивления изоляции не нормируется, рекомендуемое значение не менее ЮМОм.

измерение характеристик изоляции.

Характеристики изоляции при капитальном ремонте измеряются дважды: до начала ремонта, как было сказано в § 8.3, и после окончания всех ремонтных работ. После капитального ремонта, проводимого без смены обмоток и изоляции, измеряется сопротивление изоляции обмоток трансформатора и определяется отношение Reo» /Ris» . Измерение выполняется мегаомметром на 2500 В. Показания мегаомметра отсчитывают через 15 и 60 с от начала вращения его рукоятки. Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции R&)» для масляных трансформаторов до

НО кВ при температуре 20 °С должно быть не менее 600 МОм, а отношение Rqo»IRi5″ —не менее 1,3. Для трансформаторов на большее номинальное напряжение сопротивление не нормируется, но учитывается при комплексном рассмотрении результатов измерений.

Измеряется емкость обмоток при частоте 2 и 50 гЦ и определяется отношение С2/С50, а также отношение АС/С Для измерения указанных отношений применяются приборы ПКВ-7, ПК.В-8. Для трансформаторов с номинальным напряжением ПО—150 кВ при температуре 20 °С значение отношения С25о должно быть менее 1,2 %, отношения А С/С— менее 12%, а приращение отношений АС/С, измеренных в конце и начале ремонта и приведенных к одной температуре, — менее 4 % •

Пр помощи моста переменного тока измеряется tg б обмоток трансформатора. Для трансформаторов с номинальным напряжением 110—150 кВ при температуре 20 °С значение tg б должно быть менее 2,5 %.

Характеристики изоляции за время капитального ремонта трансформатора могут изменяться по сравнению с характеристиками, измеренными до ремонта.

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

При капитальных ремонтах трансформаторов испыты-ваются и их вводы: измеряется tg б вводов; сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки; проводится анализ масла, залитого в маслонапол-ненные вводы; проверяется качество их уплотнений путем создания избыточного давления масла.

Вопросы для повторения

1. Условия вскрытия трансформаторов для ремонта.

2 Назовите основные стадии работ при капитальном ремонте трансформатора.

3. По каким признакам судят о пригодности к дальнейшей эксплуатации главной изоляции трансформатора?

4. В каких случаях и как подпрессовывают обмотки трансформаторов?

5. Как проверяется изоляция стяжных шпилек магнитопровода?

6. Как проверяется степень прессовки стали магнитопровода?

7. Что такое круговая диаграмма и как ее снимают?

8. В чем состоит контрольная подсушка трансформатора?

10. Что входит в объем испытаний трансформатора при его капитальном ремонте?

Источник