Результаты анализа организации труда и мероприятий по её совершен­ствованию.

Технологические карты дают подробное технически обоснованное описание операций по текущему ремонту оборудования тяговых подстанций, ПС и ППС и должны строго соблюдаться при выполнении работ. В них оп­ределены категории работ в отношении мер безопасности, состав исполните­лей и их квалификация, изложены основные требования, обеспечивающие безопасность персонала. Число исполнителей и меры безопасности при под­готовке рабочего места уточняются нарядом (распоряжением), выданным на производство работ.

Наименование должности электромеханика в настоящем сборнике принято согласно Квалификационным характеристикам и разрядам оплаты труда должностей руководителей, специалистов и служащих по отраслевой тарифной сетке (утверждено указанием МПС от 18.10.96 г. № А-914у) и Сборника изменений и дополнений в квалификационные характеристики и разряды оплаты труда должностей руководителей, специалистов и служащих по отраслевой тарифной сетке (Москва, ПВЦ МПС РФ, 1999). Наименование профессии и разряд квалификации электромонтера тяговой подстанции - со­гласно Единому тарифно-квалификационному справочнику работ и профес­сий рабочих (ЕТКС) выпуск 56 и Сборника тарифно-квалификационных ха­рактеристик профессий рабочих, занятых на железнодорожном транспорте (Москва, ПВЦ МПС РФ, 1999).

При выполнении предусмотренных сборником работ применяются приборы, инструмент и приспособления, выпускаемые электротехнической промышленностью и предназначенные специально для работ в электроустановках тяговых подстанций. Рекомендуемые перечни их приведены в каждой технологической карте. Кроме рекомендуемых могут применяться и другие типы приборов с аналогичными или близкими к ним характеристиками.

Исполнители должны быть обеспечены необходимым инструментом, приборами и приспособлениями, которые удовлетворяют техническим условиям. Уход за ними осуществляется персоналом, выполняющим основные работы.

Весь обслуживающий персонал, занятый на технологических процессах, должен иметь достаточный опыт и сдать испытание по технике безопасности.

Приведенные в сборнике пределы числовых показателей, в которых указано «до», следует понимать включительно, «не менее» - являются наименьшими.

При издании настоящего сборника утрачивает силу сборник «Карты технологических процессов капитального, текущего ремонтов и профилакти­ческих испытаний специфического оборудования тяговых подстанций элек­трифицированных железных дорог», утверждённые 14.01.94 г. МПС РФ, № ЦЭЭ-2.

2. Трансформаторы Технологическая карта № 2.1.

Текущий ремонт трансформаторов мощностью 10000 - 63000 кВ-А 1. Состав исполнителей

Электромеханик- 1

Электромонтер тяговой подстанции 4 разряда - 1

Электромонтер тяговой подстанции 3 разряда - 1

2. Условия выполнения работ

Работа выполняется:

Со снятием напряжения

По наряду

3. Защитные средства, приборы, инструмент, приспособления и материалы:

Каски защитные, пояс предохранительный, лестница, заземления, зако-ротки, диэлектрические перчатки, мегаомметр на напряжение 1000 и 2500 В, секундомер, термометр, уровень, насос с манометром и шлангом, ключи гаеч­ные, плоскогубцы комбинированные, отвертки, скребок, кисточки, емкость для слива осадка, емкости стеклянные с притертой пробкой для отбора проб масла, силикагель индикаторный, силикагель, трансформаторное масло, смазка ЦИА-ТИМ, уайт-спирит, влаго-маслостойкий лак или эмаль, запасные маслоуказа-тельные стекла, резиновые прокладки, обтирочный материал, ветошь

4. Подготовительные работы и допуск к работе

Накануне выполнения работ подать заявку на вывод в ремонт транс­ форматора.

Проверить исправность и сроки годности защитных средств, прибо­ ров, подготовить инструмент, монтажные приспособления и материалы.

После выписки наряда производителю работ получить инструктаж у лица, выдавшего наряд.

4.4. Оперативному персоналу выполнить подготовку рабочего места. Производителю работ проверить выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места.

Произвести допуск бригады к работе.

Производителю работ провести инструктаж членам бригады и четко распределить обязанности между ними.

Окончание технологической^арты № 2.2.

	Замена масла в гидрозатво­рах маслонаполненных вводов а силикагеля во вла-гопоглащающих патронах (см. рнс. 2.1.1 .,рис. 2. 1 .3.)	Состояние силикагеля во влагопоглощающих патронах оп­ределяется по цвету индикаторного силикагеля. При изме­нении окраски с синей на розовую заменить силикагель в патронах и масло в гидрозатворе. Заменить силига гель в сухую погоду, выводя осушитель из работы не более чем на один час. Проверить уровень масла в гидрозатворе. За­мена силикагеля выполняется следующим образом: отсо­единить патрон от ввода, заменить силикагель, предвари­тельно очистив патрон от загрязнений, заменить масло в гидрозатворе, присоединить патрон к вводу
	Проверка рабочего состоя­ния кранов и заслонок тран­сформатора	Проверить соответствие рабочему положению устройств, кранов, заслонок. Провести осмотр с проверкой уровня масла в вводах и баках трансформатора. Записать показа­ния термосигнализаторов, указателей уровня масла, темпе­ратуру воздуха, положение переключателей всех обмоток

Примечание. Все операции с масло наполненным и вводами на напряжение 110-220 кВ должны выполняться совместно со специалистом РРУ.

ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

МОНТАЖ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ С ЕСТЕСТВЕННЫМ МАСЛЯНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ, НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 35 кВ, МОЩНОСТЬЮ ДО 2500 кВА

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Типовая технологическая карта разработана на монтаж силовых трансформаторов.

Общие сведения

Требования к транспортированию, хранению, а также к монтажу и вводу в эксплуатацию силовых трансформаторов определены инструкцией "Транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей" и руководящими техническими указаниями "Трансформаторы силовые, транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию".

Силовой трансформатор, прибывший от поставщика оборудования (завод-изготовитель, промежуточная база), подвергают наружному осмотру. При осмотре проверяют наличие всех мест по железнодорожной накладной, состояние упаковки, отсутствие течи масла на стыках радиаторов с баком и в местах уплотнений, целость пломб и т.д.

Упаковка сухих трансформаторов должна обеспечить сохранность их от механических повреждений и непосредственных воздействий влаги.

При обнаружении неисправности или повреждения составляют акт, который направляют на завод или промежуточную базу.

После выполнения осмотра и приемки трансформатора приступают к его разгрузке.

Выгрузку трансформатора рекомендуется производить мостовым или передвижным краном либо стационарной лебедкой соответствующей грузоподъемности. При отсутствии подъемных средств разрешается выгружать трансформатор на шпальную клеть при помощи гидравлических домкратов. Выгрузка узлов трансформатора (охладителей, радиаторов, фильтров и т.д.) производится краном грузоподъемностью от 3 до 5 т. При выгрузке трансформаторов грузоподъемными устройствами (краном и т.д.) необходимо пользоваться инвентарными стропами соответствующей грузоподъемности, имеющими заводские клейма и прошедшими испытания.

Для подъема трансформатора на стенках его бака предусмотрены специальные крюки, а на крыше бака - рымы (подъемные кольца). Строповку тросов у крупных трансформаторов осуществляют только за крюки, у малых и средних - за крюки или рымы. Зачалки и подъемные тросы, используемые для подъема, должны быть выполнены из стального каната определенного диаметра, соответствующего массе трансформатора. Во избежание разрывов троса под все острые края изгибов подкладывают деревянные подкладки.

Тяжеловесный трансформатор, поступающий в разобранном виде, разгружают с помощью железнодорожного подъемного крана большой грузоподъемности. При отсутствии такого крана разгрузку осуществляют с помощью лебедок и домкратов. Для этого бак трансформатора, установленный на железнодорожной платформе, вначале приподнимают двумя домкратами за подъемные скобы, приваренные к днищу и стенкам бака, затем под бак подводят тележку, поставляемую отдельно от бака, и с помощью лебедок скатывают бак с платформы на специально подготовленную шпальную клеть. Перекатку ведут по стальным полосам, подкладываемым под катки тележки. Остальные узлы трансформатора (расширительный бачок, выводы и т.д.) разгружают обычными подъемными кранами.

Выгруженный трансформатор перевозят на место установки или в мастерскую для производства ревизии. В зависимости от массы трансформатора перевозку осуществляют на автомобиле или на прицепе-тяжеловозе. Перевозка волоком или на стальном листе запрещена.

Транспортные средства, применяемые для перевозки трансформаторов, должны иметь горизонтальную грузовую платформу, допускающую свободную установку на ней трансформатора. При расположении трансформатора на транспортном средстве большая ось трансформатора должна совпадать с направлением движения. При установке трансформатора на транспортное средство необходимо учитывать расположение вводов на трансформаторе для исключения последующего разворота перед установкой на подстанции.

Демонтированные узлы и детали могут транспортироваться вместе с трансформатором, если позволяет грузоподъемность транспортного средства и если при этом не нарушаются требования, предъявляемые к транспортированию собственно трансформатора и его узлов.

Грузоподъемность транспортного средства должна быть не менее массы трансформатора и его элементов в случае транспортирования их вместе с трансформатором. Не допускается приложение тяговых, тормозных или каких-либо других видов усилий у элементов конструкции трансформатора при транспортировании их.

На рис.1 показана схема установки трансформатора на автомобиле.

Рис.1. Схема установки и крепления трансформатора на автомобиле

В ряде случаев до начала монтажа трансформаторы длительное время хранятся на приобъектных складах. Хранение должно быть организованно и проводиться таким образом, чтобы исключить возможность механического повреждения трансформаторов и увлажнение изоляции их обмоток. Выполнение этих требований обеспечивается определенными условиями хранения. В зависимости от конструкции и способа отгрузки трансформаторов условия хранения их будут различны. Во всех случаях необходимо, чтобы длительность хранения трансформаторов не превышала максимально допустимую установленную инструкциями, упомянутыми выше.

Условия хранения силовых трансформаторов с естественным масляным охлаждением принимаются по группе условий хранения ОЖЗ, т.е. на открытых площадках.

Условия хранения сухих негерметизированных трансформаторов должны соответствовать условиям группы Л, трансформаторов с негорючим жидким диэлектриком - группы ОЖ4. Условия хранения запасных частей (реле, крепеж и т.п.) для всех типов трансформаторов должны соответствовать группе условий С.

Сухие трансформаторы должны храниться в собственных кожухах или заводской упаковке и должны быть защищены от непосредственного попадания атмосферных осадков. Масляные трансформаторы и трансформаторы с жидким негорючим диэлектриком должны храниться в собственных баках, герметически закрытых временными (на время транспортировки и хранения) заглушками и залитыми маслом или жидким диэлектриком.

При хранении трансформаторов до 35 кВ включительно, транспортируемых с маслом без расширителей, установку расширителя и доливку масла необходимо произвести в возможно короткий срок, но не позднее чем через 6 мес. При хранении трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, транспортируемых без расширителя с маслом и без масла, установка расширителя, доливка и заливка масла должны производиться в возможно более короткий срок, но не позднее 3 мес со дня прибытия трансформатора. Масло должно соответствовать требованиям ПУЭ. Уровень масла должен периодически контролироваться (при понижении уровня необходимо доливать масло), не реже одного раза в 3 месяца необходимо брать пробу масла на сокращенный анализ. Периодически проверяется отсутствие течи масла из бака трансформатора по следам на баке и арматуре. Герметичные масляные трансформаторы и трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком должны храниться в упаковке предприятия-изготовителя и быть защищены от непосредственного попадания атмосферных осадков.
2. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

МОНТАЖ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ С ЕСТЕСТВЕННЫМ МАСЛЯНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ

На объектах в основном используются силовые трансформаторы с естественным масляным охлаждением, напряжением до 35 кВ, мощностью до 2500 кВА. Объем работ по монтажу силового трансформатора с естественным масляным охлаждением зависит от того, в каком виде он поступает с завода - в собранном или частично разобранном. Независимо от вида поставки последовательность монтажных операций будет одинакова.

При монтаже силового трансформатора необходимо выполнить последовательно операции:

Принять помещение (монтажную площадку) и трансформатор под монтаж;

Произвести ревизию трансформатора;

Выполнить сушку обмоток (при необходимости);

Собрать и установить трансформатор на место.

Приемка под монтаж помещения (монтажной площадки) и трансформатора

Помещение (открытая площадка) для монтажа трансформатора должно быть полностью закончено строительством. Подъемные приспособления или порталы должны быть смонтированы и испытаны до начала монтажа трансформатора.

Как известно, поставка силовых трансформаторов и доставка их в монтажную зону должны выполняться заказчиком. При приемке трансформаторов в монтаж и определении возможности проведения дальнейших работ рассматривается весь комплекс вопросов, связанных с транспортированием и хранением, состоянием трансформаторов по внешнему осмотру и определению изоляционных характеристик, готовностью и оборудованию помещения или монтажной площадки.

Заказчик должен представить следующие необходимые сведения и документы:

Дату отправки трансформаторов с предприятия-изготовителя;

Условия транспортирования от предприятия-изготовителя (по железной дороге или другим транспортом, с маслом или без масла, с расширителем или без расширителя);

Акт приемки трансформатора и комплектующих деталей от железной дороги;

Схему выгрузки и транспортирования от железной дороги до места монтажа;

Условия хранения трансформаторов и комплектующих частей (уровень масла в трансформаторе, срок заливки и доливки масла, характеристики залитого или долитого масла, результаты оценки изоляции трансформатора, испытания пробы масла, проверки герметичности и т.д.).

Одновременно производится оценка состояния трансформатора по внешнему осмотру, результатам проверки герметичности трансформатора и состояния индикаторного силикагеля.

При внешнем осмотре проверяют, нет ли вмятин, сохранность пломб на кранах и заглушках трансформатора.

Проверку герметичности трансформатора производят перед началом монтажа, перед доливкой или заливкой масла. До проверки герметичности запрещается подтягивание уплотнений. Герметичность трансформаторов, транспортируемых с расширителем, определяется в пределах отметок маслоуказателя.

Проверку герметичности трансформаторов, транспортируемых с маслом и демонтированным расширителем, производят давлением столба масла высотой 1,5 м от уровня крышки в течение 3 ч. Трансформатор считается герметичным, если при проверке не наблюдается течи масла в местах, расположенных выше уровня масла, с которым прибыл трансформатор. Допускается производить проверку герметичности трансформатора путем создания в баке избыточного давления 0,15 кгс/см (15 кПа). Трансформатор считается герметичным, если по истечении 3 ч давление понизится не более чем до 0,13 кгс/см (13 кПа). Проверка герметичности трансформаторов, транспортируемых без масла, заполненных сухим воздухом или инертным газом, производится созданием в баке избыточного давления 0,25 кгс/см (25 кПа). Трансформатор считается герметичным, если давление понизится через 6 ч не более чем до 0,21 кгс/см (21 кПа) при температуре окружающей среды 10-15 °С. Создание избыточного давления в баке трансформатора производится накачиванием сухого воздуха через силикагелевый осушитель компрессором или подачей в бак сухого инертного газа (азота) из баллонов.

Приемка трансформаторов в монтаж оформляется актом установленной формы. В приемке участвуют представители заказчика, монтажной и наладочной (для трансформаторов IV габарита и выше) организаций.

Ревизия

Ревизия силовых трансформаторов проводится перед монтажом в целях проверки их состояния, выявления и своевременного устранения возможных дефектов и повреждений. Ревизия может производиться без осмотра выемной (активной) части или с осмотром ее. Ревизии без осмотра выемной части подвергаются все трансформаторы, подлежащие монтажу. Ревизия с осмотром выемной части проводится в случаях выявления повреждений трансформатора, которые вызывают предположения о наличии внутренних неисправностей.

Трансформаторы, выпускаемые в настоящее время, имеют дополнительные устройства, предохраняющие их выемную часть от повреждений во время транспортировки. Это дает возможность при соблюдении определенных условий хранения и транспортировки не проводить трудоемкую и дорогостоящую операцию - ревизию с подъемом выемной части. Решение о монтаже трансформаторов без ревизии выемной части должно приниматься на основании требований инструкций "Транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей" и "Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию". При этом производится всесторонняя оценка выполнения требований инструкций с оформлением соответствующих протоколов. При невыполнении требований инструкции или обнаружении при внешнем осмотре неисправностей, которые не могут быть устранены без вскрытия бака, трансформатор подвергается ревизии с осмотром выемной части.

При проведении ревизии без осмотра выемной части производят тщательный наружный осмотр трансформатора, берут пробу масла для испытания на электрическую прочность и проведение химического анализа; замеряют сопротивление изоляции обмоток.

Во время осмотра проверяют состояние изоляторов, убеждаются в отсутствии течи масла в местах уплотнений и через сварные швы, в наличии необходимого уровня масла в расширителе.

Электрическая прочность масла, определенная в стандартном сосуде, не должна быть менее 25 кВ для аппаратов с высшим напряжением до 15 кВ включительно, 30 кВ - для аппаратов до 35 кВ и 40 кВ для аппаратов напряжением от 110 до 220 кВ включительно.

Химический анализ трансформаторного масла проводится в специальной лаборатории, при этом определяется соответствие химического состава масла требованиям ГОСТ.

Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Замеряется сопротивление изоляции между обмотками высшего и низшего напряжений, между каждой из обмоток и корпусом. Для масляных трансформаторов с высшим напряжением до 35 кВ включительно и мощностью до 6300 кВА включительно значения сопротивлений изоляции, замеренные на шестидесятой секунде () должны быть не менее 450 МОм при температуре +10 °С, 300 МОм при +20 °С, 200 МОм при +30 °С, 130 МОм при +40 °С. Величина коэффициента абсорбции должна быть для трансформаторов мощностью до 6300 кВА включительно не менее 1,3.

Физическая сущность коэффициента абсорбции следующая. Характер изменения измеряемого значения сопротивления изоляции обмотки во времени зависит от ее состояния, в частности от степени увлажнения. Для уяснения сущности этого явления воспользуемся схемой замещения изоляции обмотки.

На рис.2 представлены схема измерения сопротивления изоляции и схема замещения. В процессе измерения сопротивления изоляции с помощью мегаомметра на изоляцию обмотки подается напряжение постоянного тока. Чем суше изоляция обмоток, тем больше будет емкость конденсатора, образованного проводниками обмотки и корпусом трансформатора, а следовательно, тем больший ток заряда этого конденсатора будет протекать в начальный период измерения (на пятнадцатой секунде от момента подачи напряжения) и показания мегаомметра будут меньшими (). В последующий период измерения (на шестидесятой секунде) заряд конденсатора заканчивается, величина тока заряда уменьшается, а показание мегаомметра увеличивается (). Чем суше будет изоляция обмоток, тем больше будет разница в показаниях мегаомметра в начальный () и конечный () периоды измерения и, наоборот, чем более влажной будет изоляция обмоток трансформатора, тем меньшей окажется разница в этих показаниях.

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Государственные сметные нормативы.
Федеральные единичные расценки на монтаж оборудования.
Часть 8. Электротехнические установки
ФЕРм 81-03-08-2001

Приказ Минрегиона России от 04.08.2009 N 321

Таблица 08-01-001. Трансформаторы и автотрансформаторы силовые

Измеритель: шт.

Шифр расценок	Наименование и техническая характеристика оборудования или видов монтажных	Прямые затраты, руб.	В том числе, руб.				Затраты труда рабочих- монтажников, чел.-ч
			Оплата труда рабочих- монтажников	эксплуатация машин		мате- риалы
				всего	в т.ч. плата труда рабочих- управляющих машиной
Трансформатор трехфазный:
08-01-001-06	35 кВ мощностью 2500 кВ·А	7018,51	2635,88	3748,71	360,72	633,92	274

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СНиП 3.03.01-87. Несущие и ограждающие конструкции.

СНиП 12-03-2001. Безопасность труда в строительстве. Ч.1. Общие требования.

СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве. Ч.2. Строительное производство.

ГОСТ 12.2.003-91. ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.3.009-76. ССБТ. Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.3.033-84. ССБТ. Строительные машины. Общие требования безопасности при эксплуатации.

ГОСТ 24258-88. Средства подмащивания. Общие технические условия.

ППБ 01-03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

Электронный текст документа подготовлен ЗАО "Кодекс"
и сверен по авторскому материалу.
Автор: Демьянов А.А. - к.т.н., преподаватель
Военного инженерно-технического университета,
Санкт-Петербург, 2009

) на открытых распределительных устройствах, при составлении проектов организации строительства (ПОС) и проектов производства электромонтажных работ (ППЭР).

Трансформаторы тока серий ТФЗМ и ТФРМ (однофазные, электромагнитные, масляные, наружной установки, опорного типа) предназначены для передачи сигнала информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в установках переменного тока.

Трансформаторы тока (в дальнейшем именуемые «трансформаторы ») ТФЗМ 500 Б и ТФРМ 750 А выполняются в виде двух ступеней (нижней и верхней), остальные - одноступенчатые. Трансформаторы 220 - 750 кВ имеют экран на расширителе, а двухступенчатые трансформаторы, кроме этого, еще дополнительный экран, закрывающий стык ступеней.

Технологическая карта содержит указания по органи зации и технологии монтажа, перечень механизмов, инструментов, сведения о затратах материалов, калькуляции трудовых затрат и графики производства работ.

В карте принято, что работы, связанные с монтажом трансформаторов, производятся непосредственно на монтажной площадке, у места их установк и.

Все расчетные показатели в карте приведены для монтажа одной группы (трех фаз) трансформаторов.

Трудозатраты на наладочные работы графиками монтажа и ка лькуляциями не учтены.

Технологическая карта разработана в соответствии с «Методическими указаниями по разработке типовых технологических карт в строительстве». М., ЦНИИОМТП Госстроя СССР, 1987.

Запрещает ся вскрывать трансформаторы и отбирать пробы масла.

Монтаж следует вести с участием шеф-инженера предприятия-изготовителя.

Технические критерии и средства контроля операций и процессов приводят ся и табл. . Приемочный контроль смонтированных трансформаторов осуществляют согласно СНиП 3.05.06-85 . При приемке работ предъявляют документацию в соответствии с перечнем прил. .

Текущие ремонты трансформаторов проводят в следующие сроки:

• трансформаторов центральных распределительных подстанций - по местным инструкциям, но не реже 1 раза в год;
• всех остальных - по мере необходимости, но не реже 1 раза в 3 года.

Первый капитальный ремонт трансформаторов подстанций осуществляют не позже, чем через 6 лет после ввода в эксплуатацию, а последующие ремонты проводят по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформатора.

В объем текущего ремонта входят следующие работы:

• наружный осмотр и устранение повреждений,
• чистка изоляторов и бака,
• спуск грязи из расширителя,
• доливка масла и проверка маслоуказателя,
• проверка термосифонных фильтров и при необходимости замена сорбента,
• проверка состояния пробивного предохранителя, циркуляционных труб, сварных швов, фланцевых уплотнений,
• проверка защит,
• отбор и проверка проб масла,
• проведение профилактических испытаний и измерений.

В объем капитального ремонта входят все работы, предусмотренные текущим ремонтом, а также ремонт обмоток, магнитопровода, проверка состояния контактных соединений обмоток к переключателю напряжения и выводам, проверка переключающих устройств, ремонт их контактов и механизма переключения, проверка состояния бака трансформатора, расширители и трубопроводов, ремонт вводов.

Трансформатор аварийно выводится из работы в ремонт при следующих условиях:

• сильном внутреннем потрескивании, характерном для электрического разряда, или неравномерном шуме,
• ненормальном и постоянно нарастающем нагреве при нормальной нагрузке и охлаждении,
• выбросе масла из расширителя или разрушении диафрагмы выхлопной трубы,
• течи масла и понижении уровня его ниже допустимого предела,
• при получении неудовлетворительных результатов химического анализа масла.

Старение изоляции обмоток и увлажнение масла могут привести к замыканию на корпус и междуфазным замыканиям в обмотках трансформатора, что выражается в ненормальном шуме работающего трансформатора.

Неисправность в виде «пожара стали», которая происходит из-за нарушения межлистовой изоляции сердечника или изоляции стяжных болтов, приводит к возрастанию нагрева корпуса и масла при нормальной нагрузке, гудению и характерному потрескиванию внутри трансформатора.

Повышенное «гудение» в трансформаторе может происходить по причине ослабления прессовки маг нитопровода, значительной несимметрии нагрузки фаз и при работе трансформатора на повышенном напряжении. Потрескивание внутри трансформатора указывает на перекрытие (но не пробой) между обмоткой или отводами на корпус, или обрыв заземления, при котором могут происходить электрические разряды с обмотки или ее отводов на корпус.

Характерные неисправности трансформатора при ненормальном его гудении

Ослабление болтов, крепящих крышку трансформатора, и других деталей (расширителя, выхлопной трубы и др.)	Проверить и подтянуть все болты
Трансформатор работает при повышенном напряжении	Установить переключатель напряжения в соответствующее положение.
Нарушена прессовка стыков в магнитопроводе	Ослабла затяжка вертикальных шпилек, стягивающих стержни с ярмами. Перепрессовать магнитопровод, заменив прокладки в верхних и нижних стыках магнитопровода
Ослабление прессовки шихтованного магнитопровода	Проверить все прессующие болты и шпильки и подтянуть ослабшие
Вибрация крайних листов магнитопровода	Расклинить листы магнитопровода
Перегрузка трансформатора	Снизить нагрузку
Уменьшить несимметрию нагрузки
Замыкания между фазами, между витками обмоток	Отремонтировать или заменить обмотку

Обрывы в обмотках являются следствием плохого качества контактных соединений в обмотках.

Обрыв в первичной обмотке трансформатора, соединенного по схеме треугольник-звезда, треугольник-треугольник и звезда-звезда, приводят к изменению вторичного напряжения.

Для определения объема предстоящего ремонта проводят дефектацию трансформатора, которая представляет собой комплекс работ по выявлению характера и степени повреждений его частей. На основании дефектации определяют причины, размеры повреждений и необходимый объем ремонта трансформатора. Одновременно определяют потребности в материалах, инструментах, приспособлениях для производства ремонта.

Характерные неисправности силовых трансформаторов

Признаки неисправности	Возможные причины неисправности	Определение и устранение неисправностей
Перегрев трансформаторов	Трансформатор перегружен	Установить перегрузку по приборам или снятием суточного графика тока. Устранить перегрузку включением другого трансформатора или отключить менее ответственных потребителей
	Высокая температура воздуха в помещении трансформатора	При превышении температуры воздуха на 8 - 10 °С на расстоянии 1,5 - 2 м от трансформатора на середине его высоты - улучшить вентиляцию помещения
	Снизился уровень масла в трансформаторе	Долить масло до нормального уровня
	Повреждение внутри трансформатора (витковое замыкание, короткозамкнутые контуры из-за повреждения изоляции стяжных болтов и шпилек и др.)	При быстром развитии этих повреждений произойдет рост температуры масла, выделение газов и работа газовой защиты на сигнал или отключение
	Устранить перегрузку или уменьшить несимметрию нагрузки по фазам
Пробой обмоток на корпус, между обмотками ВН и НН или между фазами	Ухудшение качества масла или понижение его уровня	Изоляцию испытывают мегаомметром или повышенным напряжением
	Ухудшение качества изоляции из-за старения ее	При необходимости обмотку ремонтируют, а масло доливают или меняют полностью
Потрескивание внутри трансформатора	Перекрытие между обмотками или отводами на корпус	Вскрыть трансформатор и отремонтировать отводы обмоток и заземления
	Обрыв заземления
Обрыв в обмотках	Плохо выполнена пайка обмоток	Часто обрыв происходит в месте изгиба кольца провода под болт
	Повреждение в отводах от обмоток к выводам	Заменяют гибким соединением в виде демпфера
Оплавлены или вы­горели контактные поверхности пере­ключающего устрой­ства	Переключатель плохо собран или имели место корот­кие замыкания	Отремонтировать или заменить переключа­тель
Течь масла из кра­нов, фланцев, свар­ных соединений	Плохо притёрта пробка крана, по­вреждены прокладки фланцевых соедине­ний, нарушена плот­ность сварного шва бака трансформато­ра	Кран притереть, про­кладки заменить или подтянуть болты на фланцах, подварить швы ацетиленовой сваркой. После сварки бак испы­тать водой в течение 1 - 2 ч давлением столба воды 1,5 м выше уровня масла в расширителе

Разборка трансформаторов

Разборку трансформатора при капитальном ремонте производят в следующем порядке. Из расширителя сливают масло, снимают газовое реле, предохранительную трубу и расширитель; ставят заглушки на отверстия в крышке бака. С помощью грузоподъемных механизмов стропами за подъемные кольца поднимают крышку с активной частью трансформатора. Приподняв ее на 10 - 15 см, осматривают состояние и положение уплотняющей прокладки, отделяют ножом ее от рамы бака и по возможности сохраняют для повторного применения. После этого извлекают из бака активную часть участками, удобными для работ по удалению масляных шламов, промывки обмоток и сердечника струей нагретого масла и дефектации. Затем активную часть устанавливают на заранее подготовленную площадку с поддоном. Подняв активную часть трансформатора на 20 см выше уровня бака, отодвигают бак в сторону, а активную часть для удобства осмотра и ремонта устанавливают на прочный помост. Обмотки очищают от грязи и промывают струей нагретого до 35 - 40 °С трансформаторного масла.

Если у трансформатора вводы расположены на стенках бака, то вначале снимают крышку, сливают масло из бака на 10 см ниже изоляторов ввода и, отсоединив вводы, снимают изоляторы, а затем вынимают активную часть из бака.

Разборку, осмотр и ремонт трансформатора проводят в сухом закрытом и приспособленном для производства этих работ помещении.

После выемки активной части проверяют состояние магнитопровода - плотность сборки и качество шихтовки, прочность креплений ярмовых балок, состояние изоляционных гильз, шайб и прокладок, степень затяжки гаек, шпилек, стяжных болтов, состояние заземления. Обращают особое внимание на состояние обмоток - расклиновку на стержнях магнитопрово-да и прочность посадки обмоток, отсутствие следов повреждений, состояние изоляционных деталей, прочность соединений выводов, демпферов.

В период капитального ремонта трансформатора помимо перечисленных работ при необходимости расшихтовывают ярмо магнитопровода с распрессовкой железа и снятием катушек обмоток.

Ремонт магнитопровода трансформатора

Наиболее распространенным типом магнитопровода силовых трансформаторов является плоский (стержневой) (рис. 123, а). Поперечное сечение ярма 6 и 7 выполняется прямоугольной формы, а стержня - в виде многоступенчатой фигуры 3, близкой к кругу. Магнитопровод стягивают ярмовыми балками 5 н 8 с помощью сквозных шпилек 4 и стяжных вертикальных шпилек 2.

Рис. 123. Плоский (а) и пространственный (б) магнитопроводы трансформатора:
1 - оси стержней; 2 - стяжные вертикальные шпильки: 3 - многоступенчатая фигура стержня; 4 - сквозные шпильки; 5, 8 - ярмовые балки; 6, 7 - поперечные сечения ярма; 9 - опорная балка; 10 - бандаж; 11 - изоляционная трубка; 12 - изоляционная прокладка; 13 - тарельчатая пружина, 14 - изолирующая прокладка.

Трансформаторы мощностью 250 - 630 кВ А выпускают с магнитопроводами бесшпилечной конструкции. Прессовку пластин стержней в этих трансформаторах производят посредством планок и клиньев, забиваемых между магнитопроводом и цилиндром. В последнее время промышленность изготовляем бссшпилсчныс трансформаторы мощностью 160 - 630 кВ А с пространственным магнитопроводом (рис. 123, б). Магнитопровод такого трансформатора представляет собой жесткую конструкцию, вертикальные оси стержней 1 которой имеют пространственное расположение. Стальные листы стержня спрессованы бандажом 10 из изоляционного материала или стальной лентой с прокладкой изоляционного материала вместо шпилек. Верхнее и нижнее ярмо стягивают вертикальными стяжными шпильками 2 посредством гаек, под которые подкладывают тарельчатые пружины 13. Для изоляции шпилек от ярма используют изолирующие прокладки 14, а от стержней - изоляционные трубки 11. Вся конструкция магнитопровода крепится шпильками к опорным балкам 9.

Пространственный магнитопровод изготовляют стыковым вместо шихтованного, так как ярмо и стержни соединяют в магнитную цепь стыковкой. Для избежания замыкания между собой стали ярма и стержня между ними прокладывают изоляционную прокладку 12.

В ранее выпускаемых трансформаторах магнитопроводы стягивались горизонтальными шпильками, изолированными от стали магнитопровода и проходящими сквозь отверстия в пластинах.

Разборка магнитопровода заключается в следующем: отвертывают верхние гайки вертикальных шпилек и гайки горизонтальных шпилек, вынимают их из отверстий в ярме, снимают ярмовые балки и приступают к расшихтовке верхнего ярма магнитопровода, начиная с крайних пакетов по две-три пластины. Пластины складывают в той же последовательности, в какой извлекают из ярма, и связывают в пакеты.

В магнитопроводах, стянутых горизонтальными шпильками, часто повреждается изоляция шпилек, что приводит к замыканиям стальных пластин и вызывает сильный нагрев железа вихревыми токами. Во время ремонта магнитопровода такой конструкции изоляционную гильзу заменяют новой. При отсутствии запасных гильзу изготовляют из бакелитовой бумаги, наматывая ее на шпильку, пропитывают бакелитовым лаком и запекают. Изоляционные трубки для шпилек диаметром 12 - 25, 25 - 50 и 50 - 70 мм изготовляют с толщиной стенок 2 - 3, 3 - 4 и 5 - 6 мм соответственно. Нажимные изоляционные шайбы и прокладки для шпилек изготовляют из электротехнического картона толщиной 2 мм и более.

Восстановление нарушенной изоляции пластин магнитопровода начинают с кипячения листов в 10%-ном растворе едкого натра или в 20%-ном растворе тринатрийфосфата с последующей промывкой листов в горячей (50 - 60°С) проточной воде. После этого на подогретый до 120°С стальной лист тщательно наносят пульверизатором смесь из 90% лака № 202 горячей сушки и 10% чистого фильтрованного керосина. Можно использовать для изоляции пластин глифталевый лак № 1154 и растворители бензол и бензин. После нанесения слоя изоляции пластины сушат при 25 С в течение 7 ч. При больших объемах работ для лакировки пластин применяют специальные станки, а для запекания и сушки их - специальные печи.

При замене пришедших в негодность пластин используют изготовленные по образцам или шаблонам новые пластины стали. В этом случае раскрой листов выполняют так, чтобы шинная сторона пластин была вдоль направления проката ста-|и Отверстия для стяжных шпилек в пластинах делают штамповкой, а не сверлением. После изготовления пластины покрываю! изоляцией одним из вышеуказанных способов.

Шихтовку начинают с центрального пакета среднего стержня, закладывая пластины изолированной стороной внутрь ярма. Затем проводят шихтовку крайних пакетов, начиная с длинных пластин и не допуская перекрытия узких пластин стержней и зазоров в стыках. Отверстия в пластинах ярем должны точно совпадать с отверстиями в пластинах стержней. Пластины выравнивают ударами молотка по медной или алюминиевой шине. Хорошо сшихтованное ярмо не имеет зазоров между слоями пластин, пропусков, а также повреждений изоляции между пластинами в месте стыка.

После выравнивания верхнего ярма выполняют установку верхних ярмовых балок и прессовку с их помощью магнитопроиода и обмоток. Ярмовые балки в трансформаторах изолируют от пластин кольцеобразной шайбой из электрокартона толщииной 2-3 мм с прикрепленными по обеим сторонам подкладками.

С обеих сторон верхнего ярма устанавливают ярмовые балки в отверстия балок вводят четыре вертикальные стяжные шпильки с изолирующими трубками, на концы шпилек надевают картонные и стальные шайбы и затягивают гайками, Заземление вертикальных ярмовых балок проводят несколькими медными лужеными лентами.

На стяжных шпильках затягивают гайки, прессуя верхнее ярмо, и равномерно затягивают гайки вертикальных прессующих шпилек; прессуют обмотку, а затем окончательно опрессовывают верхнее ярмо. Измеряют сопротивление изоляции на шпильках мегаомметром, раскернивают гайки на шпильках, чтобы они не самоотвинчивались во время работы трансформатора.

Ремонт обмоток трансформатора

Обмотки силовых трансформаторов являются основным элементом активной части. В практике обмотки повреждаются значительно чаше других элементов трансформатора.

В зависимости от мощности и номинального напряжения в трансформаторах применяют различные конструкции обмоток. Так, в силовых трансформаторах мощностью до 630 кВ А на низшем напряжении применяют главным образом одно- и двухслойные цилиндрические обмотки; мощностью до 630 кВ -А на высшем напряжении 6, 10 и 35 кВ применяют многослойные цилиндрические обмотки; мощностью 1000 кВ А и более в качестве обмоток НН применяют винтовые обмотки. У винтовой обмотки ряды намотанных витков расположены так, что между ними образуются каналы для масла. Это улучшает условия охлаждения обмотки за счет потоков охлаждающего масла. Провода винтовой обмотки наматывают на бумажно-бакелитовые цилиндры или разрезные шаблоны с применением реек и прокладок из электротехнического картона, которые образуют вертикальные каналы вдоль внутренней поверхности обмотки, а также между ее витками. Винтовые обмотки обладают большой механической прочностью. Ремонт обмоток силовых трансформаторов может проводиться без расшихтовки или с расшихтовкой магнитопроводов.

Незначительную деформацию отдельных витков, повреждение небольших участков изоляции проводов, ослабление прессовки обмоток и т. д. устраняют без демонтажа активной части трансформатора.

При ремонте обмоток без их снятия деформированные витки обмоток выпрямляют ударами молотка по деревянной прокладке, наложенной на виток. При ремонте витковой изоляции без демонтажа обмоток используют маслостойкую лакоткань (марки ЛХСМ), которую накладывают на оголенный проводник витка. Проводник предварительно отжимают деревянным клином для удобства работы по изоляции витка. Ленту лакоткани наматывают внахлест с перекрытием предыдущего витка ленты на V2 часть ее ширины. На изолированный лакотканью виток накладывают общий бандаж из хлопчатобумажной ленты.

Подпрессовку ослабленных обмоток, конструкция которых не предусматривает прессующих колец, проводят с помощью дополнительных изолирующих прокладок из электротехнического картона или гетинакса. Для этого временно забивают деревянный клин в соседние ряды обмотки для ослабления плотности прокладок, обеспечивая таким образом вхождение забиваемой прессующей прокладки в ослабленном месте. Забивают прессующую прокладку и переходят к следующему месту. Эту работу проводят по всей окружности обмотки, забивая прокладки между ярмовой и дополнительной изоляцией.

Значительные повреждения обмоток (витковые замыкания, пробой изоляции обмоток на сталь магнитопровода или между обмотками ВН и НН и т. д.) устраняют после снятия обмоток.

Для демонтажа обмоток расшихтовывают магнитопровод трансформатора. Работу начинают с отвертывания верхних гаек вертикальных шпилек. Затем отвертывают гайки горизонтальных шпилек, извлекают из отверстия в ярме горизонтальные прессующие шпильки и снимают ярмовые балки. Одну из ярмовых балок предварительно маркируют условным обозначением (ВН или НН).

Расшихтовку пластин верхнего ярма магнитопровода начинают одновременно со стороны ВН и НН, вынимая по 2 - 3 пластины попеременно с крайних пакетов. Пластины укладывают в том же порядке, в каком они вынимались из ярма. и связывают в пакеты. Для предохранения пластин стержней магнитопровода от повреждения изоляции и рассыпания их связывают, продев кусок проволоки в отверстие для шпильки.

Демонтаж обмоток трансформаторов небольшой мощности производят вручную, а мощностью 630 кВ А и выше - с помощью съемных приспособлений. Обмотку перед подъемом прочно обвязывают веревкой по всей длине и осторожно заводят под обмотку захваты приспособления.

Повреждённые катушки заменяют новыми. Если новая катушка при хранении могла увлажниться, то ее сушат в сушильной камере или инфракрасными лучами.

Медный провод вышедшей из строя катушки используют повторно. Для этого обжигают в печи изоляцию провода, промывают его в воде для удаления остатков изоляции, рихтуют и наматывают новую изоляцию. Для изоляции применяют кабельную или телефонную бумагу шириной 15 - 25 мм, навиваемую на провод в два или три слоя. Нижний слой накладывают встык, а верхний внахлестку с перекрытием предыдущего витка ленты на ½ или ¼ ее ширины. Полосы изолирующей ленты склеивают друг с другом бакелитовым лаком.

Часто для замены вышедшей из строя катушки изготавливают новую. Способ изготовления обмоток зависит от их типа и конструкции. Наиболее совершенной конструкцией является непрерывная обмотка, изготовляемая без разрывов. При изготовлении непрерывной обмотки провода наматывают на шаблон, обернутый листом электротехнического картона толщиной 0,5 мм. На цилиндре, установленном на обмоточном станке, укладывают рейки с дистанционными прокладками для образования каналов и закрепляют хлопчатобумажной лентой конец провода обмотки. Намотка витков непрерывной обмотки может производиться по ходу часовой стрелки (правого исполнения) и против хода часовой стрелки (левого исполнения). Включают станок и направляют провод обмотки равномерно по цилиндру. Переходы из одной катушки в другую при намотке определяют по расчетной записке и выполняют их в промежутке между одними и теми же двумя рейками. Места переходов проводов дополнительно изолируют коробочками из электротехнического картона, закрепленными хлопчатобумажной лентой. После окончания намотки делают отводы (наружные и внутренние), располагая их в соответствии с чертежами, и изолируют их. На торцах катушки устанавливают изоляционные опорные кольца и снимают ее со станка. Катушку стягивают металлическими плитами посредством стяжных шпилек и направляют на сушку в сушильную камеру.

Схема алгоритма и технологическая карта на изготовление многослойной обмотки ВН трансформатора мощностью 160 кВ А напряжением 10/04 кВ приведены ниже.

Технологическая карта изготовления обмотки

№ п/п	Порядок изготовления обмотки	Инструмент, материал
1.	Подготовить бакелитовый цилиндр, для чего проверить состояние его и размеры, укрепить на станке. При отсутствии готового - изготовить цилиндр из электрокартона длиной более длины обмотки на 32 мм	Измерительная линейка Электрокартон ЭМЦ толщиной 1,5 - 2 мм
2.	Подготовить изоляционный материал для межслоевой изоляции. Для изготовления послоевой изоляции используют электрокартон толщиной, равной диаметру провода (или толщине витка); готовую изоляцию обматывают телефонной бумагой.	Ножницы, кабельная бумага (0,1 м), электрокартон ЭМЦ (0,5 мм) телефонная бумага (0,05 мм)
3.	Установить катушку с проводом на вертушку, отрегулировать натяжение провода.	Вертушка, обмоточный провод ПБ диаметром 1,45/1,75.
4.	Установить торцевой уравнительный поясок на цилиндр вплотную к щеке шаблона. Изогнуть вывод провода под прямым углом.	Ленты (киперная, лакоткань).
	Изолировать вывод и закрепить.
	Продеть отвод через вырез в шаблоне и закрепить шаблон на планшайбе обмоточного станка.	Молоток, фибровый клин.
	Намотать один слой катушки, уплотняя витки ее в осевом направлении клином.	Кабельная бумага 0,1 мм.
	Обернуть первый слой обмотки слоями кабельной бумаги.
5.	Намотать поочередно слои обмотки. Каждый переход из слоя в слой должен отставать на одну треть окружности. В конце каждого слоя (за 2 - 3 витка до конца) устанавливают уравнительный поясок (как в 4). Между слоями устанавливают в соответствии с расчетной запиской буковые планки.	Ручные ножницы по металлу. Буковые планки с коробочками из электрокартона.
	При выполнении отводов на буковых планках согласно расчетной записке отмечаются места выхода отводов.
6.	Выполнить отводы в соответствии с расчетной запиской. Сечение отводов должно быть не менее 1,5 - 2 сечения обмоточного провода при диаметре его до 1 мм и 1,2-1,25 -при диаметре его более 1 мм.
	Изолировать конец катушки лентой вполуперекрытие слоев.
	Продеть конец катушки в ленточную петлю и затянуть ее. Конец ленты отрезать.
	Наложить кабельную бумагу вполуперекрытие слоев на верхний слой обмотки.
	Зачистить изоляцию на концах обмотки.
7.	Снять обмотку со станка.	Молоток.
	Связать обмотку в осевом направлении в 3 - 4 местах лентой.
	Закрепить в связанных местах прокладками из электрокартона.
8.	Пропитать обмотку в лаке не менее 15 мин и дать стечь лаку (15 - 20 мин).	Установка для пропитки и сушки. Глифтелевый лак ГФ-95. 1
	Просушить обмотку при температуре 100°С 5 - 6 часов.
	Запечь лак обмотки при температуре 85 - 90 °С в течение 18 - 20 ч с продувкой горячим воздухом.
	Вынуть из печи и остудить обмотку.

Обмотку сушат при температуре около 100 °С в течение 15 - 20 ч в зависимости от объема катушки, степени увлажнения изоляции, температуры сушки и т. д. Затем ее прессуют, пропитывают при температуре 60 - 80 °С лаком марки ТФ-95 и запекают при температуре 100°С в течение 10-12 ч. Запекают обмотку в два этапа - сначала с температурой несколько меньшей сушат пропитанную обмотку для удаления растворителей, оставшихся в изоляции, а затем повышают температуру для запечки обмотки. Сушка и запечка обмотки повышают электрическую прочность изоляции и механическую прочность катушки, придают ей необходимую монолитность.

Рис. 124. Станок для намотки обмоток трансформатора:
1 - электродвигатель; 2 - корпус; 3 - ременная передача; 4 - счетчик витков; 5 - муфта сцепления; 6 - шпиндель; 7 - текстолитовый диск; 8 - гайка; 9 - шаблон; 10 - управляющая педаль.

Для изготовления обмоток применяют различные станки. Консольный станок для намотки обмоток трансформаторов небольшой и средней мощности (до 630 кВ А) (рис. 124) состоит из шаблона с двумя деревянными встречными клиньями 9, зажатыми текстолитовыми дисками 7 и закрепленными гайками 8. Шаблон устанавливают на шпинделе 6, который вращается от электродвигателя 1 через ременную передачу 3. Для учета числа витков провода станок имеет счетчик витков 4. Готовую обмотку снимают с шаблона после отвертывания гайки 8, удаления правого диска и разведения клиньев 9 шаблона. Станок управляется педалью 10, соединенной с муфтой сцепления 5.

Рис. 125. Изоляция магнитопровода (а) и расклиновка обмоток (в) при монтаже обмоток трансформатора:
1 - ярмовая изоляция; 2 - цилиндр из электрокартона; 3 - круглые стержни; 4 - планки; 5 - надставка.

Обмотки насаживают на стержни магнитопровода, предварительно плотно стянутые киперной лентой (рис. 125). Насаженные на магнитопровод обмотки расклинивают с помощью буковых планок и стержней, предварительно проложив между обмотками ВН и НН два слоя из электрокартона. Натертые парафином буковые планки сначала вставляют между обертками на глубину 30 - 40 мм, а затем забивают поочередно противоположно расположенными парами (рис. 125, б). Для сохранения цилиндрической формы обмоток вначале забивают круглые стержни 3, а затем планки 4 молотком с помощью деревянной надставки 5, избегая раскола концов стержней или планок.

Таким же способом расклинивают обмотку НН на стержне круглыми деревянными шпильками, забивая их по всей окружности обмотки между цилиндром и ступенями стержня магнитопровода.

После окончания расклиновки обмоток устанавливают верхнюю ярмовую изоляцию и шихтуют верхнее ярмо магнитопровода.

В трансформаторах небольшой мощности для соединения обмоток с контактами переключателя и стержнями вводов концы проводов тщательно зачищают на длине 15 - 30 мм (в зависимости от их сечения), накладывают их друг на друга, соединяют скобкой из луженой медной ленты толщиной 0,25 - 0,4 мм или бандажом из луженой медной проволоки толщиной 0,5 мм и пропаивают припоем ПОС-30, применяя в качестве флюса канифоль или буру.

В трансформаторах большой мощности для соединений концов обмоток и присоединения их к отводам применяют медно-фосфорный припой с температурой плавления 715°С. Место пайки очищают, изолируют бумагой и лакотканью шириной до 25 мм и покрывают лаком ГФ-95. Отводы обмоток выполняют с демпфером на конце для предохранения провода от обрыва. Отводы обмоток ВН на всей длине покрывают лаком ГФ-95.

Изоляционные детали сердечника трансформатора состоят из картона, бумаги, дерева. Эти материалы являются гигроскопичными и впитывают влагу из окружающего воздуха, снижая свои электроизоляционные свойства. Для высокой электрической прочности изоляции сердечника его сушат в печах в специальных шкафах, воздуходувкой и др.

Наиболее часто применяемым на практике является способ сушки в собственном баке с подогревом: при прохождении переменного тока по специальной обмотке, наложенной на теплоизолированную поверхность бака, образуется сильное магнитное поле, которое замыкается через сталь бака и нагревает его.

Сушат трансформаторы в баке без масла (для ускорения процесса сушки активной части и сохранения качества масла и изоляции обмоток). Намагничивающая обмотка, размещенная на баке, нагревает бак. Витки обмотки располагают на баке таким образом, чтобы в нижней части бака их было не менее 60 % обмотки. На время прогрева утепляют также и крышку бака. Увеличение температуры регулируется изменением числа витков обмотки, не допуская при этом увеличения температуры обмоток выше 100°С, а бака выше 110-120°С.

Показателем окончания сушки является установившееся значение сопротивления изоляции обмоток в течение 6 ч при постоянной температуре не ниже 80°С. После окончания сушки и снижения температуры обмоток до 75 -80 °С бак трансформатора заполняют сухим маслом.

Ремонт бака трансформатора

Внутреннюю поверхность бака очищают металлическим скребком и промывают отработавшим трансформаторным маслом. Вмятины нагревают пламенем газовой горелки и выправляют ударами молотка. Трещины на ребре и стенке корпуса заваривают газовой сваркой, а в трубе - электросваркой. Для проверки качества сварки наружную сторону шва зачищают и покрывают мелом, а изнутри смачивают керосином (при наличии трещин мел смачивается керосином и темнеет). Герметичность корпуса проверяют заливкой бака отработавшим маслом на 1 ч при температуре не ниже 10°С.

Перед заваркой трещины на ее концах просверливают сквозные отверстия диаметром в несколько миллиметров. Снимают фаски кромок трещины и заваривают ее электросваркой. Плотность шва контролируют с помощью керосина. Неплотные швы вырубают и заваривают вновь.

Ремонт расширителя

При ремонте расширителя проверяют целость стеклянной трубки маслоуказателя, состояние уплотняющих прокладок. Неисправное плоское стекло или стеклянная трубка маслоуказателя заменяются. Потерявшие упругость резиновые прокладки и уплотнения меняют на новые, изготовленные из маслостойкой резины. Со дна расширителя удаляют осадок и промывают его чистым маслом. Пробку притирают мелким абразивным порошком. Сальниковую набивку заменяют новой, которую готовят из асбестового шнура, пропитанного в смеси из жира, парафина и графитового порошка.

Проверяют прочность и герметичность крепления стеклянной диафрагмы у предохранительной трубы; внутреннюю часть трубы очищают от грязи и промывают чистым трансформаторным маслом.

При ремонте трансформаторов особое внимание обращают на сохранность изоляторов и армировку вводов. Сколы площадью до 3 см² или царапины глубиной до 0,5 мм промывают ацетоном и покрывают двумя слоями бакелитового лака, просушивая каждый слой в сушильном шкафу при температуре 50 -60°С.

Ремонт армировочных швов

Армировочные швы ремонтируют следующим образом: расчищают зубилом поврежденный участок шва и заливают его новым цементирующим составом. При разрушении армировочного шва более 30 % - ввод заменяют полностью. Цементирующий состав на порцию одного ввода приготовляют из смеси, состоящей (по массе) из 140 частей магнезита, 70 частей фарфорового порошка и 170 частей раствора хлористого магния. Этот состав используют в течение 20 мин. После отверждения замазки шов зачищают и покрывают нитроэмалью 624С.

Чистка термосифонного фильтра

Термосифонный фильтр очищают от старого сорбента, промывают внутреннюю полость трансформаторным маслом, заполняют новым поглощающим веществом и присоединяют к баку трансформатора на фланцах.

Ремонт переключателя

Ремонт переключателя заключается в устранении дефектов контактных соединений, изолирующих трубок цилиндров и уплотняющих устройств. Контакты зачищают, промывают ацетоном и трансформаторным маслом. Обгоревшие и оплавленные контакты опиливают напильником. Разрушенные и выгоревшие контакты заменяют новыми. Небольшие повреждения изоляции трубки или цилиндра восстанавливают двумя слоями бакелитового лака. Ослабленные места присоединения отводов обмоток запаивают припоем ПОС-30.

Отремонтированный переключатель собирают, протирают ветошью место установки, осматривают сальниковое уплотнение, ставят на место рукоятку переключателя и затягивают шпильки. Качество работы переключателя проверяют переключением его положений. Переключения должны быть четкими, а фиксирующие шпильки во всех положениях должны полностью входить в свои гнезда.

Проверка работы переключающего устройства для регулирования напряжения под нагрузкой состоит в определении правильности последовательной работы подвижных контактов а и б переключателя и контакторов К1 и К2. Нарушение последовательности работы этих элементов переключающего устройства может привести к серьезным повреждениям трансформатора и аварии в электрической сети.

Сборка трансформатора

Сборку трансформатора без расширителя, вводы которого расположены на стенках бака, начинают с опускания активной части в бак, затем устанавливают вводы, присоединяют отводы от обмоток к ним и переключателю и устанавливают крышку бака. Крышки трансформаторов небольшой мощности устанавливают на подъемных шпильках активной части, комплектуют необходимыми деталями, а в более мощных - в собранном виде устанавливают отдельно. Во время сборки следят за правильностью установки уплотняющих прокладок и затяжкой крепежных гаек. Длину подъемных шпилек регулируют так, чтобы выемная часть магнитопровода и крышка правильно располагались на своих местах. Предварительно определяют необходимую длину подъемных шпилек деревянной рейкой. Длину шпилек регулируют перемещением гайки.

Активную часть трансформатора с помощью подъемных устройств опускают в бак с уплотняющей прокладкой из маслостойкой листовой резины (рис. 126).

Рис. 126. Стык прокладки (а) и способы установки прокладки (и) при герметизации бака маслостойкой резиновой прокладкой:
1 - стенка бака; 2 - ограничитель; 3 - крышка бака; 4 - прокладка; 5 - рама бака.

На крышке бака устанавливают кронштейны для крепления на них расширителя с маслоуказателем, предохранительную трубу, привод переключателя, газовое реле и пробивной предохранитель.

Трансформатор заливают сухим трансформаторным маслом до требуемого уровня по маслоуказателю расширителя, проверяют герметичность арматуры и деталей, а также отсутствие течи масла из соединений и швов.