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.
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:
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:
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.
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 |
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.
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 |
*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.
Во время работы трансформатора в электроустановке он постепенно теряет свои первоначальные свойства, и без соответствующего обслуживания просто выйдет из строя. Это происходит от постоянного негативного влияния электродинамических, термических и механических нагрузок. Для того чтобы предупредить выход из строя любого трансформатора необходимо проводить помимо ежедневного внешнего осмотра ещё и такие виды ремонтов:
Они являются планово-предупредительными ремонтами. Существует ещё один особый вид ремонта - внеочередной. Он проводится в случае обнаружения дефекта, если он может привести к отказу в работе. Это решение простой электротехнический персонал не принимает, это должен сделать или руководитель Потребителя, или же лицо ответственное за электрохозяйство данного цеха или участка. Персонал только сообщает своему руководству о неисправностях в работе.
Один из самых распространённых на производстве типов трансформаторов имеет сокращение ТМГ (трансформатор масляный герметичный) и используется почти на всех типах подстанций и распределительных устройств. Ремонт обмоток и их обслуживание является очень нелёгкой задачей, так как только, чтобы их осмотреть нужно сливать всё масло и разбирать герметично зажатый корпус.
В зависимости от местных условий работы, а также состояния трансформатора текущий ремонт производится по мере необходимости. Периодичность их устанавливает технический руководитель или лицо ответственное за электрохозяйство. Чаще всего эти работы выполняются не реже одного раза в год. Иногда этот срок может быть продлён до 1 раза в три года. С капитальными ремонтами немного другая история. Капитальный ремонт выполняется по типовой номенклатуре работ и должен проводиться:
Во время эксплуатации любой трансформатор, понижающий или повышающий, выводится с работы аварийно в следующих случаях:
Последовательность действий персонала при выводе с работы трансформатора в ремонт чётко регламентируется под роспись. В зависимости от местных условий и схемы включения трансформаторов эти переключения могут немного отличаться друг от друга, но основная логическая цепочка всё же остаётся неизменной. Главное, они должны быть выполнены без последствий для питаемого оборудования и для источников, потребляющих электроэнергию, а также безопасно, то есть с применением как основных, так и дополнительных средств индивидуальной защиты.
Вот последовательность отключений и переключений в схеме понижающего трехфазного масляного или сухого трансформатора подстанции, для вывода его в ремонт:
После чего на ремонтируемый трансформатор допускается бригада, с соблюдением всех организационных и технических мероприятий.
В объем работ, выполняемых во время текущего ремонта, входят:
Если между текущими ремонтами во время эксплуатации были замечены мелкие неисправности они должны быть устранены ремонтным персоналом. При этом число узлов и деталей которые должны быть заменены на новые должно быть минимальным.
При текущих ремонтах сухих трансформаторов нужно обязательно снять кожух и удостоверится в отсутствии электрического нагрева и механического повреждения всех его частей. После обтяжки обязательно продуть сжатым воздухом, только после этого ставить назад кожуха. Ремонт импульсного трансформатора из-за его небольших габаритов может выполняться даже в домашних условиях.
При капитальном ремонте обязательно производится вскрытие крышки, и тщательная проверка всех узлов. После чего испытывают его в соответствии с нормативными документами. Ремонт крупных силовых масляных трансформаторов (ТМГ) производится непосредственно на месте установки с применением сборных конструкций, без отправки его в ремонтный цех. Если существуют трансформаторные башни, сооружённые вблизи распределительных устройств или ремонтные площадки машинных залов с подъездными путями тогда задействуют и их. Ремонт масляных трансформаторов (ТМГ) должен включать в себя полную замену старого масла на новое.
Трансформаторы небольшой мощности (сварочные, импульсные и т. д.) ремонтируют в специальных оборудованных мастерских или ремонтных цехах. Эти помещения должны надёжно защищать разобранные трансформаторы от попадания на их части пыли и различных атмосферных осадков. Виды особо важных работ, которые должны выполнять только узкоспециализированные работники, обладающие навыками и знаниями:
Причём работники должны качественно уметь выполнять не только электрические работы, но и такелажные. Пройдя соответствующее обучение со сдачей экзаменов, а также получив подтверждающий документ. Технологический процесс ремонта трансформатора должен быть выполнен качественно и строго по графику тогда это неприхотливое оборудование прослужит десятки лет. Испытание трансформатора после ремонта сводится к:
Перед тем как перейти непосредственно к ремонту сварочного трансформатора, стоит убедиться в отсутствии подгорания клемм для подключения силового провода. Клеммная колодка, к которой подключаются концы сварочных проводов, самое слабое место этого устройства. Фазные замыкания обмоток редкость, чаще всего это замыкания на заземлённый корпус, а если всё же они произошли, то будет наблюдаться сильный нагрев. То есть при ремонте сварочных трансформаторов нужно обратить особое внимание на все болтовые соединения, так как все-таки процесс сварки связан постоянной работой трансформатора в режиме короткого замыкания. Также этот ремонт направлен на ревизию механизма, соединяющего сердечник, и надёжное закрепление обмоток на магнитопроводе. Ремонт обмоток очень редкая процедура и сводится она к нанесению специального лака на поврежденные её участки или полной её замены на новую.
Качественный текущий и капитальный ремонт трансформаторов, выполненный в полном объёме, часто становится основной составляющей долгосрочной безаварийной его работы.
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:
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:
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:
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:
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:
Прокладки должны быть соосны посадочному месту, не растягиваться между отверстиями, не образовывать волн на месте установки.
Во время монтажа резиновых прокладок необходимо:
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.
12.3.1. 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.