Файл: Ремонт и организация ремонта силовых трансформаторов.docx

Проверяют влагосодержание образцов изоляции, которые закладываются в трансформаторы мощностью более 80 МВ·А. Влагосодержание образца изоляции толщиной 3 мм должно быть не более 1%.

Монтаж составных частей трансформатора производится без ревизии активной части.

После монтажа составных частей трансформаторов, транспортируемых без масла, остатки трансформаторного масла сливают через донную пробку, бак герметизируют для последующего вакуумирования и заливки или доливки масла. Для трансформаторов, имеющих азотную или пленочную защиту, заливка масла производится через дегазационную установку.

Монтаж охлаждающей системы. При монтаже охлаждающей системы типа Д (охлаждение масляное с дутьем) на баке устанавливают кронштейны, электродвигатели с вентиляторами (рис. 5, где 1 – стенка бака; 2 –двигатель; 3 – растяжка; 4 – бобышка; 5 – кронштейн; 6 –скоба; 7 – крепление кабеля; 8 –трехжильный кабель; 9 –распределительная коробка; 10 –электронасос; 11 – камеры для масла; 12 –калорифер; 13 – вентилятор; 14 –диффузор; 15 – струйное реле), монтируют электрическую схему; после установки радиаторов открывают радиаторные краны.



Рисунок 5

Система охлаждения ДЦ поставляется в навесном или выносном исполнении (рис. 6, где а –выносные охлаждающие устройства (ОУ); б – навесные ОУ; в –расположение навесных охладительных устройств на баке трансформатора IV габарита; 1 –термосифонный фильтр; 2 – охладитель; 3 –масляный насос; 4 – стойка выносных ОУ; 5 – бак трансформатора; 6 – дутьевые вентиляторы).

Одновременно с монтажом системы охлаждения производится: установка термосифонных фильтров, расширителя, выхлопной трубы, присоединение воздухоосушителя к расширителю, установка газового реле и сигнальных манометрических термометров.





Рисунок 6

Расширитель (рис. 7, где 1 – кронштейн; 2 – газовое реле; 3, 9 – патрубки; 4 – кран; 5 – фланец газового реле;

---

6 – трубка; 7 – предохранительная труба; 8 – расширитель; 10 – крышка бака), транспортируемый отдельно, должен быть проверен. Маслоуказатель (рис. 8, где 1 – болт; 2 –нижнее колено; 3 – прокладка из электрокартона; 4, 9 –резиновые прокладки; 5, 8 – втулки; 6 – стальная трубка; 7 – стеклянная трубка; 10 – верхнее колено; 11 – пробковый кран) расширителя устанавливают со стороны, предусмотренной заводом.

Для защиты трансформаторов от утечки масла из расширителя устанавливают реле уровня.



Рисунок 7

После установки маслоуказателя и реле уровня масла расширитель испытывают на герметичность, заполнив его сухим маслом, выдерживают 3 ч и заливают маслом охлаждающую систему.

Окончив монтаж, производят измерение сопротивления изоляции обмоток и определяют коэффициент абсорбции, tg δ изоляции и т.д. Сопротивление изоляции необходимо сравнить со значением, измеренным в заводских условиях: для неувлажненной изоляции R_60’’ > R_{60’’зав}.



Рисунок 8

Ревизия трансформатора включает совокупность работ по вскрытию, осмотру, устранению неисправностей и герметизации активной части трансформатора. Чтобы избежать увлажнения изоляции, ограничивают продолжительность нахождения активной части трансформатора вне бака при температуре 0°С. Ревизия производится при температуре активной части трансформатора 20°С и выше. При температуре ниже 0°С трансформатор с маслом подогревают до 20°С. Время ревизии может быть увеличено вдвое по сравнению с указанными выше нормами, если температура окружающего воздуха выше 0°С, влажность ниже 75 % и температура активной части трансформатора превышает температуру окружающей среды не менее чем на 10°С. Ревизия трансформатора в зависимости от его мощности, класса напряжения, конструкции и условий монтажа может выполняться:

• 
  подъемом активной части из бака трансформатора;
  
• 
  осмотром активной его части внутри бака;
  
• 
  подъемом верхней съемной части бака трансформатора.
  

Осмотр трансформатора производят в закрытом помещении, проверяют масло, затяжку стяжных шпилек ярма, креплений отводов, барьеров, переключающих устройств, осевую прессовку обмоток. Равномерно по всей окружности производят подпрессовку обмоток (клиньями или под тягиванием винтов).

---

Рисунок 9

Устраняют неисправности в изоляции обмоток, отводов и других изоляционных элементов. Проверяют сопротивление изоляции обмоток между собой и относительно магнитопровода, сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей и полубандажей ярма относительно активной части трансформатора и ярмовых балок (рис. 9, где 1 – верхнее ярмо; 2 – ярмовая балка; 3 – электрокартонная изоляция ярма; 4 – медная контактная пластина) и схему заземления.

После проведения измерений и проверок активную часть трансформатора промывают сухим трансформаторным маслом и опускают в бак, после чего уплотняют места соединений. При установке активной части трансформатора в бак проверяют правильность расположения направляющих деталей относительно стенок бака.

2.5 Сушка обмоток трансформаторов

Для определения возможности включения трансформаторов без сушки влажность изоляции контролируют по результатам измерений емкости изоляции с помощью приборов контроля влажности типа ПКВ.

Степень увлажнения изоляции определяется по значению отношения емкости изоляции при частоте 2 Гц к емкости изоляции при частоте 50 Гц (С₂ / С₅₀) и его отклонению от некоторых нормируемых значений.

Емкость изоляции трансформаторов можно определить по времени разряда, поэтому для определения степени увлажнения изоляции используют прибор типа ЕВ (емкость – время), принцип работы которого основан на однократном заряде и разряде емкости изоляции обмоток.

Метод позволяет определить даже незначительное увлажнение. В этом случае оценка производится по значению прироста емкости ΔС за время разряда, равное 1 с, по отношению к геометрической емкости С.

В трансформаторах мощностью 80 МВ·А и выше для количественной оценки увлажнения твердой изоляции на заводе используется ее макет. Он состоит из набора пластин электроизоляционного картона толщиной 0,5...3,0 мм, установленного на верхней ярмовой балке. По содержанию влаги в макете судят о степени увлажнения изоляции, а по содержанию влаги в образцах различной толщины – о глубине ее проникновения в изоляцию трансформатора.

---

Для контрольной подсушки трансформаторов разработан метод низкотемпературной обработки изоляции, основанный на интенсивном удалении паров воды из твердой изоляции при помощи низкотемпературной ловушки паров в условиях глубокого вакуума. Оптимальная интенсивность испарения достигается при температуре от –70 до –80°С на поверхности ловушки. В качестве хладагента для ловушки используется смесь сухого азота с ацетоном. Ловушка подключается к трансформатору через патрубки для залива и слива масла. Для сушки достаточно температуры изоляции +20°С.

Контрольная подсушка изоляции в масле может проводиться путем нагрева обмоток постоянным током или токами короткого замыкания. Возможна также сушка токами нулевой последовательности. Происходит нагрев бака и магнитопровода за счет потерь в них от магнитных потоков нулевой последовательности. Нагрев производится при температуре верхних слоев масла не выше 70…80°С.

Сушка изоляции трансформатора без масла применяется, когда изоляция сильно увлажнена, на активной части трансформатора или на баке обнаружены следы воды, состояние изоляции существенно хуже допустимых значений.

Одним из наиболее распространенных является индукционный метод сушки изоляции в собственном баке при слитом масле (рис. 10, где 1 – активная часть трансформатора; 2 – намагничивающая обмотка из изолированного провода; 3 – асбест для утепления бака; 4 – вытяжная труба; 5 – бак; 6 – заземление бака; 7 – дополнительные электропечи) в условиях пониженного давления. На боковой поверхности бака 5 размещается намагничивающая обмотка 2, соединенная с источником переменного тока. При протекании по обмотке переменного тока возникает переменный магнитный поток, вызывающий потери в стальном баке и, следовательно, его нагрев.

Сушка продолжается до прекращения выделения влаги в охладительной колонке, присоединенной к вытяжной трубе и достижения характеристиками изоляции нормированных значений, которые должны поддерживаться в течение 6...8 часов. Температура обмоток при этом сохраняется в диапазоне 95...105°С (давление в баке не более 665 Па).



Рисунок 10

При сушке активной части трансформатора в специальной камере сухим воздухом при атмосферном давлении поток воздуха создается с помощью воздуходувок, а его нагрев осуществляется с помощью электрических печей или теплообменников с паром.

---

В приложении представлены акты:

• 
  акт о приемке-передаче оборудования в монтаж;
  
• 
  акт освидетельствования монтажных работ;
  
• 
  акт освидетельствования скрытых работ по монтажу заземляющих устройств;
  
• 
  акт о приемке и монтаже силового трансформатора
  

3. Наладка и испытания трансформаторов

После окончания монтажа трансформатора перед включением необходимо убедиться в исправности цепей управления, защиты, сигнализации и автоматики. Первое включение должно носить пробный характер, при этом принимаются меры по автоматическому отключению в случае проявления дефектов.

Сигнальные контакты газовых реле при первом включении трансформатора следует пересоединить «на отключение» (обычно они работают «на сигнал»). Пробное включение трансформатора на рабочее напряжение допускается не ранее чем через 12 ч после последней доливки его маслом и продолжается не менее 30 мин. Наблюдают за состоянием трансформатора, затем его отключают, после чего включают три-четыре раза подряд для отстройки защит от бросков намагничивающего тока. Трансформаторы с дутьевой циркуляционной системой охлаждения (типа Д, ДЦ, Ц) можно включать с отключенной системой охлаждения. При этом контролируют температуру масла в верхних слоях, которая не должна превышать 75ºС.

После опробования трансформатора на холостом ходу проводится его фазировка, которая заключается в проверке чередования фаз трансформатора и их соответствия фазам питающей сети. При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.

---