Ремонт магнитопровода силовых трансформаторов

Операция	Ремонтные работы	Пояснение
Разборка магнитопровода Замена изоляции стяжных шпилек Удаление старой изоляции листов стали Изолирование листов При ремонтах после «пожара стали» изготавливают новые листы стали	Отвертывают верхние гайки вертикальных шпилек и гайки горизонтальных прессующих шпилек. Снимают ярмовые балки. Расшлихтовывают верхнее ярмо со стороны ВН и НН одновременно. Эскизируют взаимное положение пластин двух последних слоев активной стали магнитопровода. Связывают верхние концы пластин, продевая кусок проволоки в отверстие для стержня. Демонтируют обмотки Бумажно-бакелитовую трубку изготавливают из кабельной бумаги толщиной 0,12 мм и при намотке на шпильку пропитывают бакелитовым лаком, затем запекают Изолирующие шайбы и прокладки изготавливают из электрокартона толщиной не менее 2 мм. Проверяют изоляцию стяжных шпилек, накладок и ярмовых балок мегом-метром 1000-2500 В Удаляют старую изоляцию стальными щетками или кипячением листов в воде, если они покрыты бумажной изоляцией Допускают изолирование пластин через одну. Новый слой лака наносят пульверизатором. Сушат 6-8 ч при температуре 20-30°С Листы раскраивают так, чтобы длинная сторона была обязательно вдоль проката. Отверстия для стяжных шпилек делают только штампом	Извлекают шпильки из ярма. Маркируют балку надписью «сторона ВН» или «сторона НН». Расшихтовывают, вынимая по 2-3 пластины, не перемешивая, связывают в пакет. Укладка пластин после ремонта должна соответствовать заводской Толщина стенок изоляциионных трубок, мм, для диаметров шпилек, мм: 12-25+2-3 25-50+3-4 Более 50+5-6 Диаметр изолирующий шайбы должен быть на 3-5 мм больше диаметра нажимной. Сопротивление изоляции стяжных шпилек должно быть не ниже 10 Мом Можно применять обжиг листов с равномерным нагревом при температуре 250-300°С в течение 3 мин Используют семь из 90% лака и 10 % чистого керосина или глифталевого лака и растворителей (бензина и бензола). Можно применить зеленую эмаль Сверление не допускается

Ремонт расширителей силовых трансформаторов

Операция	Ремонтные работы	Пояснение
Очистка от грязи и ржавчины наружной поверхности. Очистка внутренней поверхности	Очищают расширитель металлической щеткой и протирают насухо чистой ветошью. Вырезают заднюю стенку расширителя, очищают поверхности от грязи и ржавчины. Окрашивают маслостойкой эмалью или нитроэмалью. Вырезают из листовой стали новую стенку и приваривают к корпусу расширителя	Окончательную очистку производят тряпкой, смоченной в бензине. Стенку вырезают, оставляя выступ-кольцо, к которому после очистки приваривают новое дно. Приваривают стенку, не допуская пережога металла, ровным, плотным швом без трещин
Ремонт скобы маслоуказателя или патрубка	Очищают поверхность, подлежащую приварке, скобу, штуцер маслоуказателя; патрубок приваривают к корпусу расширителя	Сварку производят ацетилено-кислородным пламенем. Патрубок, соединяющий расширитель с кожухом трансформатора, выступает над низшей линией поверхности расширителя на 25—30 мм
Ремонт масломерного стекла	Вывертывают внутреннюю пробку маслоуказателя, вынимают масломерное стекло, чистят его или заменяют новым	Протирают тряпкой, смоченной сухим трансформаторным маслом
Восстановление контрольных отметок маслоуказателя	Наносят новые отметки на расширителе у маслоуказательного стекла	Отметки уровня масла при температуре +35, +5, -35°С наносят цинковыми белилами на высоте 0,55; 0,45 и 0,1 диаметра расширителя

Если газовая защита сработала с действием на сигнал в результате накопившегося в реле воздуха, необходимо выпустить воздух из реле и перевести цепь отключения защиты на сигнал. При отключении трансформатора от газовой защиты и обнаружении при проверке в реле горючего газа — повторное включение трансформатора запрещается. О    характере повреждения внутри трансформатора можно предварительно судить по цвету выделяющегося в реле газа. Желтый цвет газов свидетельствует о повреждении дерева, беловато-серый — бумаги, а черный — масла. Для проверки горючести газов зажигают спичку и подносят ее к чуть приоткрытому верхнему крану реле. Горючесть газов свидетельствует о внутреннем повреждении трансформатора. К настоящему времени в эксплуатации находятся наряду со «старыми» трансформаторами, отслужившими свой срок службы, новые, отличающиеся повышенной надежностью и долговечностью. Поэтому часть рекомендаций, приведенных в табл. 1,2, 3, 4, для новых силовых трансформаторов устарела. Тем не менее она может быть полезна для старых типов трансформаторов. В соответствии с РД 34.45—51.300—97 сейчас все электрооборудование, в том числе и силовые трансформаторы, подлежат тепловизионному (термографическому) контролю. Это дает возможность на ранней стадии выявить у трансформаторов возможные неисправности (дефекты), сократить затраты на техническое обслуживание вследствие снижения объема ремонтных работ. При тепловизионном контроле выявляются следующие неисправности силовых трансформаторов и автотрансформаторов: нарушения в работе систем охлаждения и оценка их эффективности; нарушения внутренней циркуляции масла в баке трансформаторов с большим сроком службы; выявление магнитных полей рассеяния; дефекты изоляции маслонаполненных и фарфоровых вводов; ослабление контактных соединений токоведущих частей. При проведении тепловизионных обследований могут использоваться следующие приборы: тепловизор, ИК-термометр (пирометр), термометр для определения температуры окружающей среды, штатные измерительные приборы электроустановки. При проведении тепловизионного обследования с целью поиска и локализации мест повышенного нагрева снимаются термограммы боковых поверхностей бака, теплообменников и маслонасосов маслонаполненных силовых трансформаторов, всей наружной поверхности сухих трансформаторов, маслонаполненных и сухих вводов, фарфоровых изоляторов вводов, элементов устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), элементов переключающих устройств (ПБВ), контактов аппаратных зажимов и других, доступных для обследования нагруженных элементов трансформаторов. Кроме указанных выше, в результате выполнения тепловизионного обследования могут быть выявлены следующие дефекты трансформаторов:

• образование короткозамкнутых контуров по элементам конструкции трансформаторов из-за разрушения их изоляции;

• местные нагревы магнитопроводов и обмоток трансформаторов, связанные с потерями энергии в них вследствие нарушения изоляции, распрессовки обмоток и магнитопроводов, ослабления жесткости общей конструкции.

Для трансформаторов 6/10 кВ при диагностическом обследовании проводятся следующие виды контроля:

• при мощности до 100 кВА тепловизионный и визуальный;

• при мощности от 100 до 630 кВА тепловизионный, визуальный и по усмотрению заказчика — отбор трансформаторного масла для проведения физико-химического анализа;

• при мощности 630 кВА и выше тепловизионный, вибрационный, визуальный, а также отбор пробы трансформаторного масла для проведения физико-химического анализа.

Как показывает опыт эксплуатации, наиболее востребованными среди масляных трансформаторов в настоящее время являются трансформаторы типа ТМГ, отличающиеся повышенной надежностью и минимальным временем обслуживания.