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),
и) сборка трансформатора,
к) проведение измерений и испытаний.
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:
Источник
Капитальный ремонт трансформаторов — Установка маслонаполненных вводов класса напряжения 110 кВ
Содержание материала
Установку вводов класса напряжения 110 кВ рассмотрим на примере герметичного ввода типа ГБМТА-0-110/630 У1 (Г — герметичный, БМ — с бумажно-масляной внутренней изоляцией, Т — трансформаторный, А — нормального исполнения, 0 — с установкой без наклона — 0°, на напряжение 110 кВ, ток 630 А, У — для районной с умеренным климатом, 1—категория размещения — на открытом воздухе).
До установки ввод тщательно протирают чистой ветошью, осматривают и испытывают в соответствии с установленными стандартами. При этом он должен находиться в вертикальном положении на специальной подставке (стойке). Если полученные при испытании результаты удовлетворяют нормам, отсутствуют внешние дефекты: сколы и трещины на фарфоровых покрышках, просачивание масла в уплотнениях, механические повреждения нижнего экрана, его изоляционного покрытия и других деталей, приступают к его установке на трансформатор.
Вводы 110 кВ и выше могут быть установлены на переходном фланце с трансформаторами тока или фланце, приваренном к крышке. В зависимости от установки (вертикально, наклонно) применяют различную оснастку и приспособления.
Перед тем как зачалить ввод стропами и поднять для переноса на трансформатор, с него демонтируют контактную шпильку / (рис. 137), расположенную в верхней части, и припаивают к ней линейный отвод обмотки 110 кВ. Для этого частично отвинчивают гайки 2 и снимают со шпильки клеммный наконечник 3, отвинчивают гайку 6, крепящую защитный кожух 7 компенсатора давления, и снимают его. Далее отвинчивают гайку 8, снимают прижимный латунный фланец 9, затем вывертывают болты 10 и снимают фланец 12 вместе с резиновой прокладкой 11. После этого контактную шпильку вынимают из центральной трубы 13 и оловянистым припоем впаивают в ее отверстие 14 гибкий отвод обмотки 110 кВ. Припайку шпилек к отводам производят до установки активной части в бак. Отверстие 4 в шпильке предназначено для вворачивания в него рым-болта 5 с тонким стальным канатом, служащим для протягивания отвода со шпилькой через трубу 13.
Рис. 25. Демонтаж контактной шпильки герметичного ввода напряжением 110 кВ
Рис. 26. Установка ввода 110 кВ на крышке трансформатора
Перед вертикальной установкой ввода на крышке 1 (рис. 26) приклеивают резиновую прокладку к фланцу 9, к которому в дальнейшем будут крепить ввод. Предварительно поверхность фланца под прокладку тщательно протирают и обезжиривают, смазывают клеем № 88Н сопрягаемые поверхности фланца и прокладки и после нескольких минут выдержки на воздухе прокладку плотно прижимают к фланцу.
Далее стропы 3 зачаливают за крюк грузоподъемного механизма и за кольцевые рымы 7, расположенные на фланце соединительной втулки ввода 6. Длина стропов должна быть такой, чтобы при натяжении их ветви располагались параллельно покрышке ввода. Одновременно к крюку подвешивают блок 4 через который в дальнейшем пропускают канат 2 рым-болта для протягивания через ввод отвода с контактной шпилькой 8. Вначале легким натяжением стропов проверяют правильность строповки: равенство длин и натяжения ветвей, надежность зацепления за крюк и рымы, совпадение оси крюка грузоподъемного механизма с вертикальной осью ввода.
После этого при натянутых стропах специальным поясом 5, иногда пеньковым канатом верхнюю часть ввода на уровне ниже второго ребра покрышки крепят к стропам так, чтобы при подъеме ввод занимал устойчивое вертикальное положение.
Осмотрев и убедившись в правильной и надежной строповке, ввод поднимают с подставки, перемещают и располагают над отверстием бака. Пропускают через блок 4 и трубу ввода канат с рым-болтом, ввертывают рым в контактную шпильку, припаянную к отводу, и медленно, придерживая и направляя ввод руками, опускают его нижнюю часть в бак, в данном случае через переходный фланец 9 с трансформаторами тока. Одновременно через блок вытягивают канат, тем самым протаскивая через трубу отвод со шпилькой.
Отводы на большие токи соответственно с большим сечением и в несколько параллельных проводов для облегчения протягивают с помощью небольшой ручной лебедки, закрепляемой на крышке бака. Процесс опускания и установки ввода требует большой внимательности и осторожности, особенно когда на вводе или на переходном фланце внутри бака установлен бумажно-бакелитовый цилиндр. Ввод опускают медленно без рывков, небрежность при выполнении этой ответственной операции может привести к поломке цилиндра, повреждению фарфоровых покрышек, нижнего экрана ввода, а также установленных в переходном фланце трансформаторов тока. При этом сборщик должен учитывать, что несогласованное опускание ввода и протягивание через него отвода может привести к образованию в отводе узлов («баранок»), а при чрезмерном усилии натяжения каната — к деформации и повреждению изоляции отвода в месте его присоединения к обмотке. Поэтому одновременно с опусканием ввода один человек должен подтягивать отвод канатом через блок, а второй, находящийся на крышке, постепенно вытаскивать отвод из бака и направлять его в трубу.
Когда фланец соединительной втулки ввода приблизится к переходному фланцу на расстояние 50—100 мм, в отверстия фланцев вставляют 2—3 конусные оправки и направляют ими посадку ввода так, чтобы отверстия фланцев совместились. Когда фланец ввода ляжет на резиновую прокладку, оправки вынимают, в отверстия совмещенных фланцев вставляют болты головками кверху и равномерно по всему периметру затягивают их гайками до сжатия резиновой прокладки на 1/3 ее толщины, обычно при этом гайки затягивают ключом до отказа.
Далее собирают верхнюю часть ввода в последовательности, обратной разборке: освобождают шпильку, выступающую из трубы, от рым-болта, надевают на нее фланец 12 (см. рис. 24) с прокладкой, крепят его болтами, устанавливают фланец 9 и навинчиванием гайки 8 уплотняют его, устанавливают защитный кожух 7 и крепят его гайкой 6. Далее к шпильке крепят болтами клеммный наконечник 3, служащий для присоединения к внешней электросети. Аналогично устанавливают вводы других фаз.
При наклонном расположении вводов применяют специальное приспособление, которым ввод направляют в отверстие переходного фланца под требуемым углом.
При установке маслонаполненных вводов более высоких классов напряжения, имеющих сравнительно большие размеры по высоте, применяют специальные лестницы, подмости, а также автогидроподъемники, смонтированные на шасси автомобиля.
Источник
Ремонт трансформаторов — Ремонт вводов
Содержание материала
6. Ремонт вводов
В эксплуатации находится большое количество трансформаторов с армированными вводами для обмоток НН и ВН. Вводы трансформатора работают в тяжелых условиях. В то время, когда часть ввода, находящаяся внутри бака, нагревается до 70 °С, другая его часть, возвышающаяся над крышкой, может подвергаться воздействию отрицательной температуры (—35 °С и ниже), а также агрессивных веществ из атмосферы. На изоляторы вводов действуют атмосферные явления (грозовые разряды), в десятки и сотни раз превышающие номинальные напряжения трансформатора и даже испытательные напряжения изолятора. Наиболее часто в армированных вводах повреждаются армировочные швы в месте соединений фарфоровых изоляторов с металлическими фланцами. Это объясняется тем, что при воздействии на изолятор переменных температур в швах возникают значительные механические усилия, обусловленные различными коэффициентами расширения фарфора и металла. Разрушение швов может вызываться и электродинамическими силами. Они действуют на вводы, если через их стержни часто проходят токи короткого замыкания.
При ремонте трансформатора вводы тщательно осматривают. Если на поверхности изолятора имеется не более двух (на одной вертикальной линии) сколов площадью до 1см2 и глубиной до 1мм, дефектные места промывают, а затем покрывают двумя слоями бакелитового лака, просушивая каждый слой в сушильном шкафу при 50 — 60 °С. Изоляторы с большим количеством дефектов заменяют новыми.
Вводы, армированные швы которых разрушены не более чем на 30% по окружности, ремонтируют, очищая поврежденные участки и заливая их цементирующим составом. При значительных разрушениях армированного шва ввод переармируют. Для этого фасонным зубилом разрушают старую замазку и удаляют ее. Если замазка не поддается зубилу, ее предварительно смачивают 5 %-м раствором плавиковой или 30%-м раствором соляной кислоты. Работу с растворами кислот выполняют в защитных очках и перчатках из кислотоупорной резины.
Старую армировочную замазку ввода удаляют и путем разрушения после предварительного нагревания. Для этого ввод помещают в термошкаф и в течение 1,5 — 2ч выдерживают при 450 — 500°С, а затем легкими ударами по фланцу удаляют замазку.
Переармировку ввода (рис. 9) выполняют следующим образом. Очистив изолятор ввода от пыли и грязи, а его фланец от остатков старой замазки, собирают ввод и устанавливают его вертикально в приспособление, которое состоит из стальной нажимной плиты толщиной 5 мм, двух вертикальных стальных шпилек диаметром 10 — 12 мм с гайками и деревянной опорной плиты толщиной 40 — 50 мм. Далее приготавливают порцию цементирующей смеси (140 мае. ч. магнезита, 70 мае. ч. фарфорового порошка и 170 мае. ч. раствора хлорного магния) и вливают ее тонкой струей до полного заполнения пространства между изолятором и фланцем. После затвердевания замазки (12 — 15 ч) ввод освобождают из приспособления, очищают от брызг магнезита и окрашивают армированный шов нитроэмалью 642 или 1.201. Вводы армируют в помещении при температуре не ниже 10 °С.
Рис. 9. Ремонт ввода трансформатора: а — сборка; б — переармировка; I — колпачок; 2 — токопроводящий медный стержень; 3 — фарфоровый изолятор; 4 — резиновая маслостойкая прокладка; 5 — фланец; 6, 7 — гетинаксовая и стальная шайбы; 8 — гайка; 9, 11 — нажимная и опорная плиты; 10 — шпилька
Вводы трансформатора должны быть герметичны, поэтому переармированный ввод испытывают на специальном приспособлении: с помощью ручного гидравлического насоса создают избыточное давление (400кПа) трансформаторного масла, подогретого до 70 °С Продолжительность испытания составляет 30 мин.
Источник