Ремонт трансформатора напряжения 110 кв. Как проводят ремонт силовых трансформаторов? Глубокий капитальный ремонт

Средний ремонт трансформаторов включает организационные и технические мероприятия, вскрытие трансформатора, осмотр и мелкий ремонт активной части, деталей и сборочных единиц трансформатора.

В сравнении с текущим этот вид ремонта отличается объемом и сложностью работ. Согласно действующим нормам капитальный ремонт трансформаторов напряжением 110 кВ производится в первый раз в большинстве случаев после 12 лет эксплуатации. Применяя , сроки проведения первого капитального ремонта можно пересматривать в сторону увеличения сверх 12 лет. В каждом конкретном случае изменение сроков капитального ремонта принимается после рассмотрения состояния трансформатора и необходимого обоснования

Капитальный ремонт трансформатора производится, как правило, со вскрытием активной части, но без ее разборки. Необходимость подпрессовки обмоток является основной причиной периодического вскрытия активной части. Объясняется это тем, что в качестве основной твердой изоляции в конструкции трансформатора используется электрокартон с большой усадкой (около 10%). При отсутствии автоматической подпрессовки в процессе эксплуатации обмотки трансформатора распрессовываются и, следовательно, теряют или снижают свою электродинамическую стойкость. Поэтому для предупреждения деформаций обмоток под воздействием токов КЗ обмотки хотя бы 1 раз в течение срока службы трансформатора подвергаются подпрессовке.Кроме того, необходимость вскрытия может быть вызвана некоторыми дефектами активной части, которые появляются с течением времени. К таким дефектам следует отнести следующие: старение масла и зашламление активной части, увлажнение изоляции, ослабление прессовки магнитопровода, ухудшение изоляции между элементами магнитопровода (шпильками, ярмовыми балками и др.), ослабление крепления изоляционных барьеров обмоток и междуфазной изоляции, ослабление крепления отводов, излом изоляции отводов, износ механических деталей РПН; старение уплотняющих маториалов, течи масла, разрушение покрытия внутренних поверхностей бака, разрушение опорной изоляции, (пята-кольцо) прессующих винтов прессующего устройства обмоток, ослабление разъемных контактных соединений, корродирование поверхности, разрушение узла установки ввода и дефекты вводов напряжением до 500 кВ и выше, требующих их замены со сливом масла из бака трансформатора, повреждение схемы заземления магнитопровода и элементов прессующего устройства обмоток

Вскрытие активной части трансформатора налагает требования в отношении увлажнения изоляции: чтобы уложиться в сроки проведения ремонта (разные у трансформаторов разного класса изоляции), проводится прогрев рансформаторов.

Капитальный ремонт без разборки активной части включает в себя перечень операций, выполняемых на узлах (элементах) трансформаторов в определенной технологической последовательности

Организация ремонта трансформатора. В подготовку к ремонту трансформатора входят работы по проверке и комплектованию технической документации, инструмента, приспособлений, оборудования, материалов и ремонтных площадок. В зависимости от вида ремонта, его сложности и особенностей, условий и места проведения определяется объем подготовительных работ и обеспечение ремонта необходимой технической документацией: эксплуатационной, заводской и ремонтной, разрабатываемой ремонтной организацией (проект организации работ, проект реконструкции или модернизации, ППР).

Приемка в ремонт трансформатора оформляется актом. Трансформатор сдают в ремонт полностью в рабочем состоянии со всей технической, ремонтной и эксплуатационной документацией, а также с комплектом необходимых для ремонта запасных частей, деталей, материалов, инвентарной оснастки и оборудования для выполнения ремонта.

Выдача трансформатора из ремонта оформляется актом с передачей заказчику отчетной технической документации, протоколов испытаний и измерений.Условия пребывания активной части трансформатора на воздухе.

Началом осмотра активной части считается:

• для трансформаторов, транспортируемых с маслом начало слива масла;
• для трансформаторов, транспортируемых без масла, вскрытие крышки или любой заглушки.

Осмотр активной части или капитальный ремонт считается законченным с момента герметизации бака или начала вакуумирования перед заливкой маслом. Кратковременное вскрытие какой-либо заглушки и установка термометра для измерения температуры при прогреве не учитываются при определении продолжительности пребывания активной части на воздухе.Вводимые в эксплуатацию трансформаторы до 35 кВ включительно осматриваются в соответствии с действующими заводскими инструкциями. Трансформаторы 35 кВ, проходящие капитальный ремонт, и все трансформаторы 110 - 750 кВ при монтаже и капитальном ремонте осматриваются в соответствии с указаниями, приведенными ниже.Температура активной части в процессе всего периода разгерметизации должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха (на ремонтной площадке) не менее чем на 5°С и во всех случаях должна быть не ниже 10 °С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, то трансформатор перед осмотром следует нагреть. Температура активной части в процессе осмотра определяется любым термометром (кроме ртутного), устанавливаемым на верхнем ярме.Вскрытие предварительно прогретой активной части трансформатора, должно производиться при устойчивой ясной погоде без осадков.

Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией бака, не должна превышать значений, приведенных в табл. 1. Если время осмотра превышает указанное в таблице, но не более чем в 2 раза, должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора..

Таблица 1. Продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе

Напряжение трансформатора, кВ	Мощность трансформатора, MB . A	Допустимая продолжительность, не более, ч, при температуре воздуха выше 0 0 С;							Примечание
		Относительная влажность воздуха, %		T a, ч > T t, p на 0 С	Прогрев активной части до температуры, 0 C	Применение установки «Суховей»	Слив масла	При температуре воздуха ниже 0 0 C
		До 75	До 85
До 35 включительно	До 6,3	24	16	-	На 10°С выше температуры окружающего воздуха	-	Полный	12	-
110-220	10 и более До 80	12 12	8 8	- 5	То же На 10°С выше температуры окружающего воздуха	- -	То же	8 8	- При ремонте
110-500	80 и более	32	20	5	60-80	Рекомендуется	» »	-	То же
110-330	До 400		12 20	10 5	- -	-	» » Частичный	- -	При монтаже То же
110-750	100 и более	-	менее 100	5	-	Применение обязательно	Полный	-	» »

Примечание: T a,ч –температура активной части; T t,p – температура точки росы.

При относительной влажности окружающего воздуха более 85% трансформатор допускается осматривать только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно создать необходимые условия для осмотра. При осмотре активной части трансформатора с продувкой сухим воздухом от установок типа «Суховей» общая продолжительность работ не должна превышать 100 ч и определяется специальной инструкцией завода-изготовителя.Основные технологические операции среднего ремонта трансформаторов. При среднем ремонте трансформаторов основные типовые технологические операции выполняют в следующей последовательности:

1. отсоединяют шины и спуски от вводов, силовые и контрольные кабели от двигателей и приборов, заземление трансформатора. Кабели маркируют;
2. проводят тщательный внешний осмотр трансформатора и составляют опись дефектов, подлежащих устранению при ремонте;
3. проверяют изоляционные характеристики трансформатора для последующего сравнения их с показателями после ремонта;
4. сливают из расширителя масло, проверяют при этом работу маслоуказателя и газового реле, перекрывают кран между расширителем и баком;
5. снимают вводы и навесные охладители, сливают масло из бака трансформатора на 150 - 200 мм ниже уровня крышки. Перекрывают краны и задвижки между охладителями и баком трансформатора, сливают из охладителей масло, снимают их и вводы с трансформатора, устанавливают заглушки на плоских кранах, задвижках и фланцах трансформатора. При невозможности доставки трансформатора на место ремонта в собранном виде производят демонтаж охладителей и вводов. Заполняют охладители маслом и устанавливают заглушки;
6. наносят разметку на всех рельсах и катках в местах их сопряжения, приподнимают трансформатор домкратами, убирают подкладки и опускают трансформатор на рельсы. Заряжают тросом полиспаст и закрепляют его за якорь и трансформатор, проверяют стыки на крестовинах рельсовых путей. Доставляют трансформатор на ремонтную, площадку со скоростью, не превышающей 8 м/мин, и устанавливают по уровню, выверяя горизонтальность рамы бака;
7. испытывают трансформатор на ремонтной площадке;
8. устанавливают по габаритному чертежу трансформатора схемы строповки элементов арматуры, вводов, бака и других составных частей трансформатора;
9. сливают частично масло до уровня 150 - 200 мм от верха крышки (верхней части бака);
10. демонтируют газоотводные трубы, краны, задвижки, расширитель, выхлопную трубу, клапаны;
11. устанавливают заглушки;
12. определяют условия вскрытия и допустимую продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе при осмотре в зависимости от условий окружающей среды;
13. прогревают трансформатор методом постоянного тока или другим методом до температуры верхних слоев масла 60 –80 0 С;
14. сливают масло из бака с подсосом воздуха через воздухоосушитель, установленный ранее при частичном сливе масла;
15. снимают высоковольтные маслонаполненные вводы. Герметичные вводы ГБМТ с баками давления снимают вместе с баками, предохраняя соединительную трубку от повреждений и резких изгибов (радиус изгиба должен быть не менее 90 мм);
16. снимают трансформаторы тока с бакелитовыми цилиндрами и устанавливают их нижней частью в емкость с маслом;
17. снимают вводы НН, отсоединив гибкие соединения через специальные люки или, разболтав контактную часть, демонтируют фарфоровые покрышки у разборных вводов (у трансформаторов, активная часть которых связана с крышкой, вводы ВН и НН до вскрытия трансформатора не снимают);
18. ввертывают до упора домкратные винты для фиксации переключающего устройства погружного типа, отсоединяют крепление переключающего устройства от бака трансформатора;
19. производят маркировку отводов, отсоединяют их от переключателей напряжения и закрепляют за активную часть, отсоединяют распорные болты, валы переключающих устройств, предварительно нанеся риски на муфты сцепления;
20. разболчивают крышку трансформатора или верхнюю часть бака, отпуская равномерно болты, начиная с середины боковых сторон;
21. снимают крышку, поднимают активную часть или снимают верхнюю часть бака. Подъем производят в строгом соответствии с указаниями габаритного чертежа, при этом следят за образованием по всему периметру зазора между баком и активной частью; подъем с перекосом запрещается;
22. устанавливают активную часть на деревянных подкладках, выложенных горизонтально по уровню; запрещается производить работы, если активная или верхняя часть бака находится «на весу»;
23. устанавливают временные стеллажи, обеспечивающие удобные и безопасные условия при ревизии активной части и при проведении работ на съемной части бака;
24. измеряют отношение D С/С прибором ЕВ-3 или ПКВ-7;
25. проверяют затяжку доступных стяжных шпилек ярм. креплений отводов, барьеров, переключателей и других элементов активной части. Замеченные ослабления устраняют подтяжкой гаек;
26. проверяют затяжку винтов и домкратов осевой прессовки обмоток; на время затяжки домкратов внутренних обмоток в случае необходимости разрешается вывернуть мешающие затяжке прессующие винты наружных обмоток. Эти винты затягивают при прессовке наружных обмоток. Подтягивание винтов и домкратов производят равномерно по всей окружности, затягивают контргайки;
27. проверяют затяжку, подтягивают разъемные соединения отводов, затягивают контргайки;
28. проверяют состояние прессовки остова и при необходимости проводят подпрессовку ярма. Выявляют места перегрева, забоин и шлакообразования. Заменяют дефектную изоляцию стяжных шпилек (полубандажей), восстанавливают в доступных местах разрушенную межлистовую изоляцию пластин активной стали конденсаторной бумагой или бакелитовым лаком. Выправляют забоины и удаляют шлакообразования;
29. осматривают изоляцию доступных частей обмоток, отводов, переключателей, цилиндров, вводов и других изоляционных элементов. Устанавливают наличие следов электрических разрядов, проверяют цвет и механическую прочность изоляции и принимают решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора. Замеченные повреждения устраняют;
30. осматривают состояние доступных контактных поверхностей переключателей;
31. удаляют подагры с контактных поверхностей или заменяют контакты;
32. проверяют схему заземления активной части в соответствии с чертежом и производят измерения: сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей и полубандажей ярм относительно активной стали и ярмовых балок; сопротивления изоляции прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок; сопротивления изоляции ярмовых балок относительно активной стали; сопротивления изоляции электростатических экранов относительно обмоток и активной стали (если предусмотрены конструкцией). Проверяют исправность цепи между заземляющими шинами экранов, устанавливают на место и закрепляют заземление экранов;
33. измеряют отношениеD С/С в конце ревизии перед опусканием активной части или установкой верхней части бака; приращения D С/С измеренные в конце и начале ревизии (приведенные к одинаковой температуре), не должны превышать значений, указанных в табл. 2;

Таблица 2. Наибольшие допустимые значения D С/С изоляции обмоток трансформаторов110 кВ и выше без масла

Показатель	ЗначенияD С/С %, при температуре обмотки, °С
	10	20	30	40	50
D С/С приращение отношений D С/С измеренных в начале и	8	12	18	29	44
в конце ремонта и приведенных к одной температуре	3	4	5	8,5	13

Примечание. Значения D С/С относятся ко всем обмоткам трансформатора.

1. промывают активную часть струей горячего трансформаторного масла, которое должно соответствовать предъявляемым требованиям;
2. удаляют остатки масла со дна бака;
3. промывают и очищают доступные внутренние части бака;
4. параллельно с работами на активной части ремонтируют основные наружные составные части трансформатора: крышку, бак, расширитель, предохранительные устройства, вводы, систему охлаждения;
5. опускают активную часть в бак, устанавливают крышку или ставят на место верхнюю часть бака;
6. восстанавливают заземление активной части на бак (если предусмотрено конструкцией), восстанавливают схему отводов;
7. герметизируют разъемы крышки или верхней части бака. Резиновые прокладки уплотнений рекомендуется предварительно приклеивать резиновым клеем к раме разъема. При разделке стыков прокладок концы на длине 60 - 70 мм полностью срезают. Середину стыка располагают против одного из болтов. При уплотнении разъемов подтягивают или отпускают болты одновременно по всему периметру, даже если неплотность по разъему разная. Затяжку считают нормальной, когда прокладка зажата на 2/3 первоначальной толщины;
8. устанавливают и уплотняют карманы вводов высокого напряжения;
9. устанавливают на бак и закрепляют трансформаторы тока;
10. устанавливают и закрепляют вводы ВН, подсоединяют отводы к вводам так, чтобы конус изоляции отвода вошел в экран вводной траверсы и стропов различной длины. При установке вводов необходимо предусмотреть меры против их опрокидывания;
11. устанавливают коробки вводов НН и вводы НН, подсоединяют к ним отводы. Установку вводов НН и подсоединение к ним отводов производят после заливки трансформатора маслом до уровня верхних ярмовых балок;
12. устанавливают пофазно изоляционные валы с приводом переключателей в соответствии с маркировкой. Закрепляют привод переключателя и выполняют его герметизацию. Проверяют по таблице, приведенной в чертеже отводов. Особое внимание обращают на согласование положения привода и переключателя;
13. устанавливают на люки и крышки постоянные заглушки и уплотняют их;
14. подготавливают трансформатор к вакуумированию. Устанавливают на бак задвижки и краны, временный маслоуказатель, подсоединяют трубопроводы временной масло вакуумной системы;
15. проверяют бак трансформатора на натекание, для чего включают вакуумный насос, открывают вентиль вакуум провода на крышке бака трансформатора и равномерно ступенями по 0,013 МПа через каждые 15 мин устанавливают в баке вакуум с остаточным давлением 0,001 МПа. Закрывают вентиль вакуум провода на крышке трансформатора. Трансформатор считается герметичным, если абсолютное давление внутри бака не превышает 0,003 МПа;
16. вакуумируют и заливают маслом (табл. 3). Вакуумирование бака разрешается выполнять при установленных вводах или усиленных заглушках на патрубках, карманах, коробках вводов и т. д. Трансформаторы до 35 кВ включительно и трансформаторы 110кВ, баки которых не рассчитаны на полный вакуум, заполняют без вакуумирования при атмосферном давлении с помощью центрифуги, фильтр-пресса или цеолитовой установки маслом с температурой не ниже 10°С до уровня несколько выше верхнего ярма;

Таблица 3. Вакуумирование и заполнение маслом трансформаторов

Технологическая операция	Класс напряжения трансформатора, кВ	Остаточное давление в баке, МПа	Продолжительность операции, ч	Температура масла, °С	Примечание
Вакуумирование трансформатора перед заполнением маслом		0,001 0,001	2 20	- -	Для баков трансформаторов, не рассчитанных на полный вакуум, допустимое значение остаточного давления приводится в сопроводительной технической документации, а при ее отсутствии устанавливается 0,054 МПа для трансформаторов 110 - 220 кВ
Заполнение трансформатора маслом	110-150 220-750	0,001 0,001	Скорость заполнения не более 3 т/ч		Температуру и скорость поступления масла в бак контролировать в процессе всей заливки
Выдерживание трансформатора под вакуумом и пропитка изоляции	110-150 220-750	- -	6 10	Снижается	Температура активной части трансформатора, залитого маслом, изменяется в зависимости от температуры окружающей среды
Снятие вакуума и пропитка изоляции при атмосферном давлении	110-150 220-750	0,001 0,001	3 5	То же	Снимать вакуум необходимо с подачей воздуха в бак трансформатора через силикагелевый осушитель

1. устанавливают расширитель, выхлопную трубу и газоотводящую систему, собирают и подсоединяют навесные охладители, термосифонные фильтры, присоединяют к расширителю воздухоосушитель и трубопровод для доливки масла;
2. устанавливают приборы газовой защиты и сигнализации. Собирают и подсоединяют систему масляной защиты к расширителю;
3. доливают трансформаторы и заполняют маслом системы охлаждения через расширитель со скоростью не более 4 т/ч до уровня максимальной отметки маслоуказателя расширителя;
4. испытывают бак трансформатора на маслоплотность избыточным давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С. При доливке и испытании избыточным давлением трансформаторов с азотной или пленочной защитой руководствуются указаниями технической документации;
5. испытывают трансформатор; при необходимости подсушивают; перекатывают трансформатор и устанавливают на фундамент так, чтобы крышка имела подъем 1 - 1,5% по направлению к газовому реле, если в сопроводительной документации нет специальных указаний и уклон не предусмотрен конструкцией бака;
6. присоединяют выносную систему охлаждения к трансформатору;
7. доливают масло в трансформатор и в систему охлаждения через расширитель со скоростью не более 4 т/ч с последующим отстоем в течение 12 ч, при этом руководствуются инструкциями завода-изготовителя;
8. выпускают воздух из трансформатора, вводов и охладителей, включают масляные насосы системы охлаждения, проверяют правильность вращения роторов маслонасосов по манометрам. При закрытой заслонке давление по манометру должно быть не менее 0,13 МПа;
9. проверяют направление вращения крыльчаток вентиляторов, при этом поток воздуха, создаваемый крыльчаткой, должен быть направлен в сторону пучка охлаждающих трубок охладителя;
10. проверяют работу фильтров системы охлаждения. Разница избыточного давления на выходе и входе масла в фильтрах должна быть не более 0,2 МПа;
11. включают циркуляцию масла в трансформаторе не менее чем на 8 ч, затем отключают и дают маслу отстояться в течение 12 ч;
12. оформляют документацию на ремонт.

Определение необходимости контрольной подсушки или сушки трансформаторов после капитального ремонта. Трансформаторы, прошедшие капитальный ремонт, могут быть включены в работу без контрольной подсушки или сушки при соблюдении условий проведения ремонта и времени пребывания активной части на воздухе в соответствии с требованиями табл. 1, а также при соответствии изоляционных характеристик масла и обмоток установленным требованиям. При сравнении характеристик изоляции до и после капитального ремонта следует также учитывать влияние качества масла на характеристики изоляции.При включении трансформаторов после капитального ремонта без контрольной подсушки или сушки должны соблюдаться следующие условия:

• для трансформаторов до 35 кВ включительно мощностью до 1000 кВ А сопротивление изоляции за время ремонта не должно снижаться более чем на 40% или быть не ниже данных, указанных в табл. 4, пробивное напряжение масла должно соответствовать требованиям, указанным в табл. 5;

Таблица 4. Наименьшие допустимые сопротивления изоляции R 60 обмоток трансформатора в масле

Номинальное напряжение обмотки ВН, кВ	Значения R 60 , МОм, при температуре обмотки, °С
	10	20	30	40	50	60	70
До 35	450	300	200	130	90	60	40
110	900	600	400	260	180	120	80
Выше 110	Не нормируется

Примечание. Значения, указанные в таблице, относятся ко всем обмоткам трансформатора.

• для трансформаторов 35 кВ мощностью выше 1000 до 10000 кВ А включительно сопротивление изоляции за время ремонта не должно снижаться более чем на 40% или быть не ниже данных, указанных в табл. 4, отношение R60/R15 при температуре 10 - 30 °С не должно быть менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 5;

Таблица 5. Область применения и предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла

Показатели качества масла	Область применения								Масло всех марок процессе эксплуатации
	До 220 кВ		До 500 кВ				До 750 кВ
	ГОСТ10121-76		ГОСТ 982 -68(ТКП)		ТУ-38-101-281-75		ГОСТ 982 -68(Т-750)
	До заливки	После заливки	До заливки	После заливки	До заливки	После заливки	До заливки	После заливки
Минимальное пробивное напряжение в стандартном маслопробойнике, кВ, для трансформаторов на напряжение: от 15 до 35 кВ от 60 до 220 кВ от 330 до 500 кВ
tgd при напряжении электрического поля 1 кВ, %, не более: при 20 0 С при 70 0 С при 90 0 С Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	0,2 2 - 0,02	0,3 2,5 - 0,02	0,2 1,5 2,6 0,02	0,3 2 - 0,02	- - 1 0,03	- - 1,5 0,03	- 0,3 0,5 0,01	- 0,5 0,7 0,01	- 7 *1 - 0,25
Содержание водорастворимых кислот и щелочей, мг КОН	Отсутствуют								0,014 *2
Содержание механических примесей	Отсутствуют
Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже	150	150	135	135	135	135	135	135	Снижение не более чем на 5 0 С по сравнению с предыдущим значением
Температура застывания, °С, не выше (проверяют для трансформаторов, работающих в районах с холодным климатом) Общая стабильность против окисления (ГОСТ 981-75*): Количество осадка после окисления, %, не более кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более Натровая проба, баллы, не более Влагосодержание, %: для трансформаторов, оборудованных воздухоосушителем	-45 Отсутствует 0,1 1 0,002	- Отсутствует - 1 0,0025	-45 0, 01 0,1 1 0,002	- - - 1 0,0025	-50 0,02 0,2 1 0,002	- - - 1 0,0025	-55 Отсутствует 0,03 1 0,002	- - - 1 0,0025	- Не нормируется То же >> -
Для трансформаторов, оборудованных азотной и пленочной защитами	0,001	0,001	0,001	0,001	0,001	0,001	0,001	0,001	0,002
Газосодержание, %, для трансформаторов, оборудованных азотной и пленочной защитами	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	1 *3

*1. Для трансформаторов до 220 кВ и для трансформаторов 330-500 кВ tgd эксплуатационного масла должно быть не более 5%, для трансформаторов 750 кВ - не более 2%.

*2. Для трансформаторов мощностью более 630 кВ А и маслонаполненных вводов. Для трансформаторов мощностью менее 630 кВ А содержание водорастворимых кислот и щелочей в эксплуатационном масле должно быть не более 0,03 мг КОН.

*3. Для трансформаторов, оборудованных пленочной защитой масла.

Примечание. При использовании новых типов масел необходимо руководствоваться требованиями соответствующих ТУ.

• для трансформаторов 35 кВ мощностью более 10000кВ-А сопротивление изоляции после ремонта не должно быть ниже значений, указанных в табл. 4, tg d , отношение R 60 /R 15 при температуре 10-30°С должно быть не менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 5;
• для трансформаторов 110 кВ и выше приращения D С/С не должны превышать значений, приведенных в табл. 2. Сопротивление изоляции за время ремонта не должно снизиться более чем на 30%, а его значение должно быть не ниже указанных в табл. 4, tgd или С 2 /С 50 не должны увеличиться соответственно более чем на 30% и 20%, отношение R 60 / R15 при температуре 10 - 30 °С должно быть не менее 1,3, а характеристики масла должны соответствовать требованиям, указанным в табл. 5.

При рассмотрении условий включения трансформаторов без контрольной подсушки или сушки необходимо, чтобы характеристики масел, заливаемых в трансформаторы, соответствовали требованиям. При заливке после ремонта трансформаторов маслом с другими, чем у слитого масла, характеристиками может наблюдаться изменение значений сопротивления изоляции и tgd , что должно учитываться при комплексной оценке состояния изоляции трансформатора введением поправок на изменение tgd масла.Характеристики изоляции R 60 , tg d , С 2 /С 50 должны измеряться при одной и той же температуре или приводиться к одной базовой температуре.Контрольную подсушку обмоток трансформатора проводят в следующих случаях:

1. при появлении признаков увлажнения масла или твердой изоляции, установленных осмотром или измерениями на трансформаторах, проходящих капитальный ремонт;
2. при продолжительности пребывания на воздухе активной части трансформатора больше времени, указанного в табл. 1.
3. при несоответствии нормам характеристик изоляции, измеренных при капитальном ремонте трансформатора.

Сушку обмоток трансформатора производят в следующих случаях:

1. если контрольной подсушкой характеристики изоляции не приведены в соответствие с требованиями;
2. если продолжительность пребывания на воздухе активной части трансформатора при капитальном ремонте более чем вдвое превышает время, указанное в табл. 1.

Страница 10 из 11

12. РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРОВ

12.1. Текущий ремонт

12.1.1. Для проведения текущего ремонта трансформатор выводится из работы. Текущий ремонт трансформатора и устройства РПН проводится один раз в год. При этом межремонтный период трансформаторов, установленных в месте повышенного загрязнения, может быть уменьшен. Внеочередной текущий ремонт переключающего устройства проводят у трансформаторов с устройствами РПН после определенного количества операций по переключению в соответствии с указаниями заводских инструкций или по результатам испытаний (состояние масла в контакторе и пр.)
12.1.2. При текущем ремонте трансформатора необходимо выполнить следующие работы:
- очистить трансформатор, составные части и комплектующие устройства от грязи и масла; проверить отсутствие воздуха кратковременным открытием воздухоспускных пробок;
- осмотреть составные части трансформатора, доступ к которым затруднен на работающем трансформаторе (газовое и защитное реле, маслоплотность воздухоспускных пробок, встроенных трансформаторов тока, крышек баков контакторов устройств РПН, маслоуказателей, внешних токоведущих контактных соединений и др.).;
- устранить неисправности, выявленные в процессе осмотра и эксплуатации;
- проверить работу стрелочных маслоуказателей и других устройств и приборов, установленных на трансформаторе, руководствуясь требованиями инструкций по эксплуатации этих устройств и приборов;
- выполнить регламентные работы, предусмотренные во время текущего ремонта, если срок их проведения совпадает со сроком проведения текущего ремонта (см. Приложение №2 настоящей инструкции);
- проверить состояние оборудования, установленного в шкафу дутья и привода устройства РПН, а также работу схемы управления системы охлаждения и устройства РПН;
- проверить и, при необходимости, отрегулировать уровень масла в трансформаторе и маслонаполненных составных частях;
- обновить поврежденные лакокрасочные покрытия внешних поверхностей; лакокрасочные покрытия должны совмещаться с нанесенными ранее, светло-серого или темно-серого цвета;
- отобрать пробы масла из бака трансформатора и бака контактора для испытаний и проведения анализа;
- испытать трансформатор, составные части и комплектующие узлы согласно с типовым ГКД 34.20.302-2002;
- проверить состояние верхних уплотнений высоковольтных вводов с учетом тяжения ошиновки;
12.1.3. Сливать масло из газового реле и производить замену реле следует только при закрытых задвижках с обеих сторон газового реле при открытом кране для выпуска воздуха.
Заполнять газовое реле маслом с расширителя следует постепенным открыванием задвижки со стороны расширителя до появления течи масла через открытый кран газового реле. После этого необходимо закрыть кран и полностью открыть задвижки с обеих сторон газового реле.
12.1.4. Сливать масло с защитного реле РПН и производить его замену следует следующим образом:
- открыть кран слива масла с бака контактора и после начала слива масла закрыть кран между корпусом защитного реле и расширителем устройства РПН;
- открыть пробку для выпуска воздуха из бака контактора;
- после слива масла с бака контактора ниже уровня установки защитного реле (объем масла, которое сливается, предварительно определить путем расчета) закрыть кран;
Заполнять защитное реле маслом с расширителя необходимо медленным открыванием крана со стороны расширителя до появления течи масла через открытую пробку для выпуска воздуха с бака контактора. После этого закрыть пробку и полностью открыть кран.
При необходимости, долить маслом расширитель устройства РПН согласно схемы рисунка установки расширителя и инструкции по эксплуатации устройства РПН.
Производить замену контактов контактора и масла в баке контактора устройства РПН необходимо согласно требований инструкции по эксплуатации этого устройства.

12.2. Капитальный ремонт трансформаторов

12.2.1. Первый капитальный ремонт трансформаторов (для основных трансформаторов на объекте) необходимо выполнять не позднее, чем через 12 лет после их ввода в работу с учетом результатов профилактических испытаний; для других трансформаторов, а в дальнейшем и для основных - при необходимости, в зависимости от результатов электрических испытаний и измерений и состояния трансформатора.
12.2.2. Во время капитального ремонта необходимо руководствоваться требованиями инструкций по эксплуатации составных частей и комплектующих изделий.
Требования к материалам, составным частям и комплектующим изделиям, которые применяются при капитальном ремонте трансформатора, указаны в общих технических условиях на капитальный ремонт трансформаторов.
12.2.3. Во время капитального ремонта необходимо выполнять работы, направленные на обновление эксплуатационных характеристик трансформатора и его составляющих.
При подготовке к ремонту и в процессе его выполнения необходимо:
- произвести замеры характеристик изоляции, потерь и тока холостого хода, сопротивления обмоток постоянному току, сопротивления короткого замыкания, проверить коэффициент трансформации, выполнить анализ трансформаторного масла из бака трансформатора и из бака контактора устройства РПН, вводов согласно установленных норм;
- произвести тщательный внешний осмотр и составить перечень внешних дефектов (дефектный акт), которые подлежат устранению во время ремонта;
- слить масло из бака, проверив при этом работоспособность маслоуказателя, демонтировать вводы, расширитель, охлаждающие устройства и др.;
- снять верхнюю часть бака (при необходимости);
- произвести тщательный осмотр активной части и проверить усилия опрессовки обмоток;
- проверить изоляцию элементов ярма;
- произвести осмотр устройств РПН и отводов;
- проверить заземление узлов активной части мегаомметром;
- выполнить ремонт ярма, обмоток, отводов, устройства РПН;
- выполнить ремонт и покраску бака, расширителя, газоотводных трубопроводов;
- выполнить проверку защитных контрольных сигнальных устройств;
- выполнить проверку, испытания, ремонт высоковольтных вводов согласно инструкции по их эксплуатации;
- выполнить проверку и ремонт оборудования обдува;
- выполнить проверку и ремонт устройства РПН согласно инструкции по его эксплуатации;
- выполнить проверку и ремонт привода устройства РПН;
- выполнить проверку цепей управления и сигнализации системы охлаждения;
- произвести очистку или замену масла;
- произвести сушку изоляции;
- произвести необходимые испытания и измерения.
12.2.4. Подпрессовку (оппрессовку) обмоток необходимо выполнять согласно с РДН 34-38-058-91.
Места установки гидродомкратов и усилия прессовки обмоток указаны на чертежах активной части, которые входят в комплект эксплуатационной документации.
12.2.5. Снятие, при необходимости, верхней части бака выполнить следующим способом:
- слить масло с бака трансформатора;
- демонтировать систему охлаждения, вводы, расширитель, лестницу, газоотводные патрубки, привод устройства РПН (зафиксировать его положение) и др.;
- поддерживая краном устройство РПН, снять болты его крепления к баку, опустить устройство на технологический кронштейн, укрепленный на активной части;
- через соответствующие люки на крышке бака вывернуть верхние распорные болты;
- снять болты разъема бака и поднять верхнюю часть его краном согласно схемы на габаритном чертеже.
12.2.6. В разъемах, которые подверглись разборке, проверить состояние резиновых уплотнений, и, при необходимости, заменить их. При этом на поверхностях деталей из резины не должно быть:
- радиальных полос и поперечных складок;
- врезов по периметрах, углах отверстий под болт;
- недопрессовок и воздушных пузырей, пористости на торцах;
- расслоений на торцах, расхождений стыка и утолщений стыков более допуска на толщину детали.
Прокладки должны быть соосны посадочному месту, не растягиваться между отверстиями, не образовывать волн на месте установки.
Во время монтажа резиновых прокладок необходимо:
- во время установки прокладок на склоне или вертикальной поверхности (без отверстий под болты) фиксировать их в нескольких местах при помощи клея 88-Н или аналогичного;
- устанавливать прокладку по среднему диаметру уплотняемой поверхности;
- во время сборки прокладку зажимать до величины 0,7 ее толщины, при этом затягивать крепления необходимо постепенно по диагонали по кругу до полного зажима прокладки;
- во время зажатия производить контроль сжатия прокладки, применяя щупы, калибры, ограничители и измерительные инструменты: линейку, штангенциркуль;
- проследить, чтобы после сборки прокладка не выходила за границу внешнего диаметра фланца.

12.3. Внеплановое техническое обслуживание трансформаторов напряжением 110кВ

12.3.1. Доливать масло в трансформатор следует через расширитель, согласно схеме чертежа установки расширителя.
12.3.2. Доливать масло в бак контактора устройства РПН следует через его расширитель согласно схеме чертежа установки расширителя трансформатора и инструкции по эксплуатации устройства РПН.
12.3.3. Доливать масло в герметичные вводы, при необходимости, следует дегазированным маслом согласно с указаниями инструкции по их эксплуатации.

Страница 10 из 11

12. РЕМОНТ ТРАНСФОРМАТОРОВ

12.1. Текущий ремонт

12.1.1. Для проведения текущего ремонта трансформатор выводится из работы. Текущий ремонт трансформатора и устройства РПН проводится один раз в год. При этом межремонтный период трансформаторов, установленных в месте повышенного загрязнения, может быть уменьшен. Внеочередной текущий ремонт переключающего устройства проводят у трансформаторов с устройствами РПН после определенного количества операций по переключению в соответствии с указаниями заводских инструкций или по результатам испытаний (состояние масла в контакторе и пр.)
12.1.2. При текущем ремонте трансформатора необходимо выполнить следующие работы:
- очистить трансформатор, составные части и комплектующие устройства от грязи и масла; проверить отсутствие воздуха кратковременным открытием воздухоспускных пробок;
- осмотреть составные части трансформатора, доступ к которым затруднен на работающем трансформаторе (газовое и защитное реле, маслоплотность воздухоспускных пробок, встроенных трансформаторов тока, крышек баков контакторов устройств РПН, маслоуказателей, внешних токоведущих контактных соединений и др.).;
- устранить неисправности, выявленные в процессе осмотра и эксплуатации;
- проверить работу стрелочных маслоуказателей и других устройств и приборов, установленных на трансформаторе, руководствуясь требованиями инструкций по эксплуатации этих устройств и приборов;
- выполнить регламентные работы, предусмотренные во время текущего ремонта, если срок их проведения совпадает со сроком проведения текущего ремонта (см. Приложение №2 настоящей инструкции);
- проверить состояние оборудования, установленного в шкафу дутья и привода устройства РПН, а также работу схемы управления системы охлаждения и устройства РПН;
- проверить и, при необходимости, отрегулировать уровень масла в трансформаторе и маслонаполненных составных частях;
- обновить поврежденные лакокрасочные покрытия внешних поверхностей; лакокрасочные покрытия должны совмещаться с нанесенными ранее, светло-серого или темно-серого цвета;
- отобрать пробы масла из бака трансформатора и бака контактора для испытаний и проведения анализа;
- испытать трансформатор, составные части и комплектующие узлы согласно с типовым ГКД 34.20.302-2002;
- проверить состояние верхних уплотнений высоковольтных вводов с учетом тяжения ошиновки;
12.1.3. Сливать масло из газового реле и производить замену реле следует только при закрытых задвижках с обеих сторон газового реле при открытом кране для выпуска воздуха.
Заполнять газовое реле маслом с расширителя следует постепенным открыванием задвижки со стороны расширителя до появления течи масла через открытый кран газового реле. После этого необходимо закрыть кран и полностью открыть задвижки с обеих сторон газового реле.
12.1.4. Сливать масло с защитного реле РПН и производить его замену следует следующим образом:
- открыть кран слива масла с бака контактора и после начала слива масла закрыть кран между корпусом защитного реле и расширителем устройства РПН;
- открыть пробку для выпуска воздуха из бака контактора;
- после слива масла с бака контактора ниже уровня установки защитного реле (объем масла, которое сливается, предварительно определить путем расчета) закрыть кран;
Заполнять защитное реле маслом с расширителя необходимо медленным открыванием крана со стороны расширителя до появления течи масла через открытую пробку для выпуска воздуха с бака контактора. После этого закрыть пробку и полностью открыть кран.
При необходимости, долить маслом расширитель устройства РПН согласно схемы рисунка установки расширителя и инструкции по эксплуатации устройства РПН.
Производить замену контактов контактора и масла в баке контактора устройства РПН необходимо согласно требований инструкции по эксплуатации этого устройства.

12.2. Капитальный ремонт трансформаторов

12.2.1. Первый капитальный ремонт трансформаторов (для основных трансформаторов на объекте) необходимо выполнять не позднее, чем через 12 лет после их ввода в работу с учетом результатов профилактических испытаний; для других трансформаторов, а в дальнейшем и для основных - при необходимости, в зависимости от результатов электрических испытаний и измерений и состояния трансформатора.
12.2.2. Во время капитального ремонта необходимо руководствоваться требованиями инструкций по эксплуатации составных частей и комплектующих изделий.
Требования к материалам, составным частям и комплектующим изделиям, которые применяются при капитальном ремонте трансформатора, указаны в общих технических условиях на капитальный ремонт трансформаторов.
12.2.3. Во время капитального ремонта необходимо выполнять работы, направленные на обновление эксплуатационных характеристик трансформатора и его составляющих.
При подготовке к ремонту и в процессе его выполнения необходимо:
- произвести замеры характеристик изоляции, потерь и тока холостого хода, сопротивления обмоток постоянному току, сопротивления короткого замыкания, проверить коэффициент трансформации, выполнить анализ трансформаторного масла из бака трансформатора и из бака контактора устройства РПН, вводов согласно установленных норм;
- произвести тщательный внешний осмотр и составить перечень внешних дефектов (дефектный акт), которые подлежат устранению во время ремонта;
- слить масло из бака, проверив при этом работоспособность маслоуказателя, демонтировать вводы, расширитель, охлаждающие устройства и др.;
- снять верхнюю часть бака (при необходимости);
- произвести тщательный осмотр активной части и проверить усилия опрессовки обмоток;
- проверить изоляцию элементов ярма;
- произвести осмотр устройств РПН и отводов;
- проверить заземление узлов активной части мегаомметром;
- выполнить ремонт ярма, обмоток, отводов, устройства РПН;
- выполнить ремонт и покраску бака, расширителя, газоотводных трубопроводов;
- выполнить проверку защитных контрольных сигнальных устройств;
- выполнить проверку, испытания, ремонт высоковольтных вводов согласно инструкции по их эксплуатации;
- выполнить проверку и ремонт оборудования обдува;
- выполнить проверку и ремонт устройства РПН согласно инструкции по его эксплуатации;
- выполнить проверку и ремонт привода устройства РПН;
- выполнить проверку цепей управления и сигнализации системы охлаждения;
- произвести очистку или замену масла;
- произвести сушку изоляции;
- произвести необходимые испытания и измерения.
12.2.4. Подпрессовку (оппрессовку) обмоток необходимо выполнять согласно с РДН 34-38-058-91.
Места установки гидродомкратов и усилия прессовки обмоток указаны на чертежах активной части, которые входят в комплект эксплуатационной документации.
12.2.5. Снятие, при необходимости, верхней части бака выполнить следующим способом:
- слить масло с бака трансформатора;
- демонтировать систему охлаждения, вводы, расширитель, лестницу, газоотводные патрубки, привод устройства РПН (зафиксировать его положение) и др.;
- поддерживая краном устройство РПН, снять болты его крепления к баку, опустить устройство на технологический кронштейн, укрепленный на активной части;
- через соответствующие люки на крышке бака вывернуть верхние распорные болты;
- снять болты разъема бака и поднять верхнюю часть его краном согласно схемы на габаритном чертеже.
12.2.6. В разъемах, которые подверглись разборке, проверить состояние резиновых уплотнений, и, при необходимости, заменить их. При этом на поверхностях деталей из резины не должно быть:
- радиальных полос и поперечных складок;
- врезов по периметрах, углах отверстий под болт;
- недопрессовок и воздушных пузырей, пористости на торцах;
- расслоений на торцах, расхождений стыка и утолщений стыков более допуска на толщину детали.
Прокладки должны быть соосны посадочному месту, не растягиваться между отверстиями, не образовывать волн на месте установки.
Во время монтажа резиновых прокладок необходимо:
- во время установки прокладок на склоне или вертикальной поверхности (без отверстий под болты) фиксировать их в нескольких местах при помощи клея 88-Н или аналогичного;
- устанавливать прокладку по среднему диаметру уплотняемой поверхности;
- во время сборки прокладку зажимать до величины 0,7 ее толщины, при этом затягивать крепления необходимо постепенно по диагонали по кругу до полного зажима прокладки;
- во время зажатия производить контроль сжатия прокладки, применяя щупы, калибры, ограничители и измерительные инструменты: линейку, штангенциркуль;
- проследить, чтобы после сборки прокладка не выходила за границу внешнего диаметра фланца.

12.3. Внеплановое техническое обслуживание трансформаторов напряжением 110кВ

12.3.1. Доливать масло в трансформатор следует через расширитель, согласно схеме чертежа установки расширителя.
12.3.2. Доливать масло в бак контактора устройства РПН следует через его расширитель согласно схеме чертежа установки расширителя трансформатора и инструкции по эксплуатации устройства РПН.
12.3.3. Доливать масло в герметичные вводы, при необходимости, следует дегазированным маслом согласно с указаниями инструкции по их эксплуатации.

Страница 1 из 14

Министерство топлива и энергетики Российской Федерации

Руководящий нормативный документ

ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ.
ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЕМ 110-1150 кВ,
МОЩНОСТЬЮ 80 МВ ×А И БОЛЕЕ.
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ

РДИ 34-38-058-91

УДК 621.314.222.6.004.67(083.96)

РАЗРАБОТАНО ЦКБ Энергоремонта

ИСПОЛНИТЕЛИ Б.Г. КНЯЗЕВ, В.Л. РАСКИН, Л.Л. ФЕДОСОВ

СОГЛАСОВАНО с ПП "Мосэнергоремонт" 10.04.91 г. Главный инженер A.M. КУЗНЕЦОВ,
ВНИИЭ 11.04.91 г. Заместитель инженера Л.Г. МАМИКОНЯНЦ,
заводом РЭТО 15.04.91 г. Главный инженер Г.М.МИНАШКИН

УТВЕРЖДЕНО Главремтехэнерго 18.04.91 г. Главный инженер Г.А. УЛАНОВ

1. ВВЕДЕНИЕ

Настоящая Инструкция разработана для капитального ремонта силовых трансформаторов (автотрансформаторов и реакторов) общего назначения напряжением 110-1150 кВ, мощностью 80 МВ×А и более отечественного производства, выполняемого в условиях эксплуатации.
Инструкция разработана в соответствии с требованиями стандартов на ремонтную документацию, а также с учетом опыта эксплуатации и ремонта новых типов трансформаторов напряжением до 1150 кВ включительно и с учетом изменений руководящих документов.
Инструкция устанавливает требования к материалам, применяемым при ремонте и требования к ведению ремонта.
Инструкция предназначена для персонала электростанций, предприятий электрических сетей, ремонтных предприятий и организаций Минэнерго СССР, занимающегося эксплуатацией и ремонтом трансформаторов, а также для представителей заводов-изготовителей трансформаторов, участвующих в капитальном ремонте трансформаторов в условиях эксплуатации.
С выпуском настоящей Инструкции аннулируется "Руководство по капитальному ремонту трансформаторов напряжением 110-750 кВ, мощностью 80 МБ×А и более" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1982).

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Последовательность проведения работ при капитальном ремонте трансформатора определяется сетевой моделью типового технологического процесса (рис. 1).

Рис. 1. Сетевая модель типового технологического процесса капитального ремонта трансформатора:
1 - подготовка к ремонту; 2 - отключение (отсоединение шин, опусков); 3 - демонтаж системы охлаждения; 4 - ремонт системы охлаждения; 5 - доставка трансформатора на ремонтную площадку; 6 - прогрев трансформатора; 7 - демонтаж вводов и арматуры; 8 - вскрытие трансформатора; 9 - ремонт и испытание вводов; 10 - ремонт арматуры; 11 - ремонт бака; 12 - ремонт и испытание активной части; 13 - сборка трансформатора; 14 - заливка трансформаторного масла; 15 - ремонт переключающего устройства; 16 - нагрев и испытание трансформатора; 17 - перемещение трансформатора на место установки; 18 - монтаж трансформатора на фундаменте; 19 – заключительные работы

Подготовка к ремонту трансформатора должна включать проверку комплектности технической документации, подготовку ремонтной площадки, проверку работоспособности технологического оборудования, оснастки и инструмента, а также наличия необходимых материалов.
2.2. В комплект технической документации на капитальный ремонт трансформатора должны входить:
техническая документация завода-изготовителя;
сетевой график;
акт о готовности железнодорожного пути;
маршрутный технологический процесс;
перечень технологического оборудования, оснастки и инструмента;
перечень материалов необходимых для ремонта.
2.3. Ремонтная площадка должна обеспечивать защиту активной части и вводов от пыли и влаги, а также размещение и связь между технологическими участками в соответствии со схемой, приведенной на рис. 2.
Ремонтная площадка должна иметь:
железнодорожный ввод не менее 20 м с якорем для закрепления полиспаста;
электросборку для одновременного подключения схемы сушки трансформатора, сварочного и паячного оборудования, другого электроинструмента;
подводку сжатого воздуха на 0,5-0,6 МПа (5-6 кг/см2);
слесарные верстаки;
маслопровод, идущий от маслохозяйства;
эффективную вентиляционную систему; необходимые средства пожаротушения, плакаты.
2.4. Перед началом ремонта должно быть проверено оборудование на работоспособность и наличие материалов по соответствующим ведомостям оборудования и материалов технологического процесса.
2.5. В приложениях 1 и 2 даны перечни основного технологического оборудования и материалов, используемых при проведении капитального ремонта.
При определении номенклатуры и количества материалов для проведения капитального ремонта конкретного трансформатора необходимо пользоваться "Нормами расхода материалов для ремонта" НМ 34-З8-103-88 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1989).

Рис. 2. Схема связей между технологическими участками при капитальном ремонте:
1 - место установки трансформатора (демонтаж и монтаж); 2 - участок ремонта активной части; 3 - участок изготовления мелких деталей и узлов; 4 - участок ремонта системы охлаждения; 5 - участок ремонта арматуры и мелких узлов; 6 - участок ремонта и испытания вводов; 7 - участок ремонта бака и крышки; 8 - участок ремонта расширителя и выхлопной трубы; 9 - участок ремонта и испытания приборов защиты и контроля

Номенклатуру и количество технологического оборудования следует определять по технологическому процессу на ремонт трансформатора.

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);

· осмотр и ремонт активной части и вспомогательного оборудования;

· контрольную подсушку или сушку изоляции активной час ти;

· испытания.

Разборка вспомогательного оборудования

Перед разборкой трансформатор осматривают снаружи, проверяют работу систем охлаждения и устройств переключения ответвлений обмоток; осматривают арматуру, сварные швы, армировку изоляторов, уплотнения и составляют опись внешних дефектов. Затем измеряют изоляционные характерис тики, проводят сокращенный анализ и измерение tgδ масла. Потом сливают масло из бака и измеряют ΔС/С изоляции трансформатора.

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

Осмотр и ремонт активной части

Проверяют состояние изоляции обмоток, прессующих деталей обмоток, отводов и болтовых соединений, магнитопровода и его заземления, изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок и бандажей, переключателей ответвлений обмоток. Главную изоляцию проверяют внешним осмотром и считают ее пригодной, если электрокартон не хрупок и при сгибе не ломается.

При осмотре изоляции обмоток проверяют, не имеет ли она повреждений, разбуханий и определяют ее механическую прочность, при необходимости обмотки подпрессовывают.

При осмотре отводов проверяют состояние их изоляций, паек и контактов. Разъемные контакты отводов разбирают и зачи щают. Паяные контакты, имеющие дефекты, переделывают заново. Нарушенную изоляцию контактов заменяют новой;

Магнитопровод осматривают во всех доступных местах. При этом проверяют плотность сборки пакетов стали, отсутствие следов нагрева, целостность заземления и соединений ярмовых балок с магнитопроводом.

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

Сопротивление изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок проверяют мегомметром. 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. Обращается внимание на отсутствие люфтов в схеме привода.

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.

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 после снятия колокола или выемки из бака активной части. Наружную поверхность бака и крышки очищают от грязи, устраняют места течи масла.

При ремонте расширителя и выхлопной трубы выявляют и устраняют места течи масла в сварных швах. 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, очищают и заполняют свежим высушенным адсорбентом. Воздухоосушитель также очищают, проверяют исправность масляного затвора, заменяют силикагель.

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.

Маслонасосы, вентиляторы и их электродвигатели разбирают, осматривают и заменяют износившиеся детали (подшипники, рабочие колеса и пр.). У электродвигателей проверяют состояние обмоток, паек, креплений. Мегомметром измеряют значение сопротивления изоляции (допустимое значение не менее 0,5 МОм).

Сборка трансформатора после ремонта.

После выполнения ремонтных работ активную часть трансформатора, опускают в бак. Затем устанавливают резиновые прокладки и крышку бака. 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 трансформатор проверяют на герметичность путем создания в баке разрежения. Проверкой выявляется качество сварных швов и уплотнений. Трансформатор считают герметичным, если не будет выявлено никаких дефектов и значительного изменения первоначального значения разрежения в тече-1ч.

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 постепенно подачей воздуха в пространство над маслом через силикагелевый 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 РПН под нагрузкой проверяют работу переключающего устройства.

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

Контрольная подсушка и сушка трансформаторов

Контрольная подсушка проводится в тех случаях, когда продолжительность пребывания активной части на воздухе не превысила допустимой (24 час. – для тр-ов до 35кВ включительно и 16 час. – для тр-ов 110 кВ. и выше) 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 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.