ТРАНСФОРМАТОРЫ







КАПИТАЛЬНЫ»
РЕМОНТ СО СМЕНОЙ
ОБМОТОК СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
НАПРЯЖЕНИЕМ
о-по кВ


ТРАНСФОРМАТОРЫ

Выпуск 42

Серия основана в 1959 году

ю.п.шонин

КАПИТАЛЬНЫЙ
РЕМОНТ СО СМЕНОЙ
ОБМОТОК СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
НАПРЯЖЕНИЕМ
6-по кВ

МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ
• 993
ББК 31.261.8

UI 78

УДК 621.314.21.0

Редакционная коллегия: Ю.А. Козлов, С.Д. Лизунов, А.К. Лоханям,
М.Ю. Меяешко, Т.И. Морозова, Л.Н. Шифрин

Рецензент Ю-М. Голоднов

Шонин Ю.П.

Ш78	1 ; читальный ремонт со сменой обмоток силовых транс-

форматоров напряжением 6-110 кВ. - М,: Энергоатомиздат,
1993.- 96 с.: ил - трансформаторы; Вып. 42)

ISBN 5-283-00576-3

ассмотрены современная технология, передовой опыт, экономическая
целесообразность и особенности капитального ремонта силовых трансформато-
р т шрял нксм 6—110 кВ в условиях эксплуатации и ка ремонтных базах.

i кенеров, техников, мастеров, занимающихся ремонтом тплнсфоо-
маторов.

2202070300-016
"651101, Й

43-92

ББК31.261Л

ISBN 5-283-00576-3

© Авторы, 1993
ПРЕДИСЛОВИЕ

Экономическое и социальное развитие нашей страны в значитель-
ной степени зависит от состояния электроэнергетики, уровня электри-
фикации, производства и эффективности использования электроэнер-
гии. В обеспечении энергоснабжения одна из ведущих ролей отводится
силовым трансформаторам. Надежность энергоснабжения обеспечива-
ется современным техническим обслуживанием и ремонтом электро-
технического оборудования, в том числе трансформаторов.

Капитальные ремонты трансформаторов напряжением 6-ПО кВ.
наиболее распространенных на энергетических объектах, являются
одним из основных направлении снижения острой потребности в
трансформаторах.

В книге рассматриваются вопросы организации и проведения капи-
тальных ремонтов со сменой обмогок силовых трансформаторов
напряжением до НО кВ включительно в условиях эксплуатации,
отличительные особенности конструкции и технологии ремонта
отдельных составных частей трансформатора, приводятся сведения о
технических средствах при ремонтах.

В книге учтен опыт предприятии, занимающихся эксплуатацией и
ремонтом силовых трансформаторов. Настоящая книга предназначена
лля инженеров техников и мастеров, выполняющих ремонты транс-
форматоров.

Автор выражает свею признательность Ю.М. Голоднову за рецензи-
рование и существенные предложения по улучшению книги.

Все замечания по содержанию и оформлению книги просьба направ-
лять по адресу: 113114, Москва, М 114, Шлюзоная набережная, 10,
Энергоатомиздат.

Автор
ВВЕДЕНИЕ

Силовые трансформаторы являются сложным и ответственным
электротехническим оборудованием в системе электроснабжения
потребителей. Поддержание трансформаторов в должном техническом
состоянии осуществляется путем планомерно проводимых техничес-
ких и организационных мероприятий, т.е. системой планово-предупре-
дительного ремонта, включающей работы по уходу, межремонтному
обслуживанию, а также капитальному ремонту со сменой обмоток.

Капитальные ремонты со сменой обмоток силовых трансформаторов
в общей системе ремонтов занимают важное место, так как они возвра-
щают в эксплуатацию дефицитные электротехнические материалы и
черные металлы и разгружают электротехническую промышленность
от значительного производства трансформаторов.

Место ремонта трансформаторов со сменой обмоток (отправка на
завод, выполнение непосредственно на подстанциях, имеющих поме-
щения с грузоподъемным устройством, или в машинных залах элект-
рических станций) в каждом конкретном случае определяется техни-
ко-экономическим обоснованием. Как правило, трансформаторы
малой и средней мощности ремонтируют на специализированных
заводах, в мастерских энергосистем и ремонтных предприятий.
Трансформаторы большой мощности ремонтируют непосредственно на
месте их установки.

Независимо от типа и назначения трансформаторов основные
технологические операции при ремонтах общие: разборка, определе-
ние технического состояния (дефектировка), сушка и сборка. Техно-
логические операции и приемы при ремонте определяются инструк-
циями и нормативно-технической документацией.

При ремонте с выездом на место установки трансформатора особое
значение имеют вопросы его организации и уровень квалификации
персонала, проводящего ремонт.

Надежность и долговечность работы трансформатора после ремонта
определяется грамотным выполнением исполнителями всех техноло-
гических операций, знанием ими устройства и назначения каждого
элемента конструкции, четкое понимание последствий нарушения
технологии и указании чертежей. Этим вопросам в книге уделено
необходимое внимание.
1.	ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ТРАНСФОРМАТОРАХ

Силовые трансформаторы, ремонт которых рассматривается в
настоящей книге, предназначены для преобразования в электрических
сетях и установках электрической энергии одного напряжения пере-
менного тока в другое, необходимое для передачи или распределения
потребителям.

Силовые трансформаторы отличаются номинальной мощностью,
классом напряжения, условиями и режимами работы, конструктив-
ным исполнением.

В зависимости от номинальной мощности и класса напряжения они
подразделяются на несколько групп (табл. 1).

По конструктивному исполнению, назначению, мощности и классу
напряжения трансформаторы подразделяют на типы, условные обозна-
чения которых включают в себя буквы и цифры.

Буквы в типах масляных трансформаторов обозначают:

первая - число фаз (О - однофазный трансформатор, Т - трехфаз-
ный); следующие одна или две буквы - вид системы охлаждения (М -
естественная ииркуляция воздуха и масла; Д - принудительная
циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла; ДЦ - прину-
дительная циркуляция воздуха и масла; МЦ - естественная циркуля-
ция воздуха и принудительная циркуляция масла; МВ - принудитель-
ная циркуляция воды и естественная циркуляция масла; Ц - принуди-
тельная циркуляция воды и масла); Т - трехобмоточный трансформа-
тор; Н - регулирование напряжения под нагрузкой (РПН).

Таблица 1

Номер габарита	Диапазон мощнос- тей, кВ • А	Класс напряжения, кВ
I	До 100	До 35
н	Свыше 100 до 1000	До 35
ш	Свыше 1000 до 6300	До 35
IV	Свыше 6300	До 35
V	До 32 000	Свыше 35 до ПО
VI	Свыше 32 000 до 80 000	До 330
VII	Свыше 80 000 до 20 000	До 330
VIII	Свыше 200 000	До 330
Кроме того, для условного обозначения трансформаторов применя-
ют следующие буквы:

А - автогрансформатор, буква располагается перед обозначением
числа фаз*

1	- с расщепленной обмоткой низшего напряжения (IUI), располага-
ется после обозначения числа фаз;

С - трансформаторы собственных нужд, располагается в конце
буквенного обозначения.

Цифры указывают номинальную мощность и класс напряжения
обмотки высшего напряжения (ВН) трансформатора и располагаются
через дефис после буквенного обозначения в виде дроби, числитель
которой - номинальная мощность в киловольт-амперах, знамена-
тель - класс напряжения обмотки ВН в киловольтах.

В качестве примера рассмотрим характерные условные обозначе-
ния:

ТМ-250/6 - трехфазный трансформатор с естественно । циркуляцией
масла и воздуха, двухобмоточный, номинальная мощность 250 кВ • А,
обмотка ВН напряжением 6 кВ.

ТДТН-lOOuO/110/35/10-76У1 - трехфазный трансформатор с принуди-
тельной циркуляцией воздуха в системе охлаждения, трехобмоточный
с РПН, номинальная мощность 10 000 кВ • А, обмотка ВН напряжением
110 кВ, обмотка СИ напряжением 35 кВ и обмотка НН напряжением
10 кВ, конструкция 1976 г., для районов с умеренным климатом,
установка на открытом воздухе;

ТРЛНС-40000/35-74Г1 - трехфазный трансформатор с принудитель-
ной циркуляцией воздуха в системе охлаждения, двухобмоточный с
РПН, с расщепленной обмоткой НН, для собственных нужд электро-
станции, номинальная мощность 40 000 кВ • А, класс напряжения 35 кВ,
конструкция 1974 г., тропического исполнения, для наружной уста-
новки.

Современные трансформаторы являются важным и ответственным
элементом в системе преобразования электрической энергии. Поэтому
к ним предъявляют высокие требования по надежности, лопаточной
нагрузочной и перегрузочной способности и долговечности. В период
эксплуатации силовые трансформаторы должны отвечать следующим
основным требованиям:

выдерживать различные перенапряжения - кратковременные
атмосферные или коммутационные воздействия, которые могут в
несколько раз превышать п'Зочее напряжение. Это требование выпол-
няется при изготовлен ли реконструкции трансформатора за счет
б
применения в конструкции обмоток и изоляции специальных спосо-
бов защиты их от перенапряжение;

быть термически стойкими, т.е. в течение всего срока службы
трансформатора его изоляция должна работать нормально, трансфор-
матор должен выдерживагъ короткие замыкания, возникающие в
процессе эксплуатации, ни одна часть не должна перегреваться сверх
установленных норм при работе в номинальных режимах нагрузки.
Это требование может быть обеспечено использованием различных
систем охлаждения, предусмотренных заводом-изготовителем;

быть стойкими к электродинамическим воздействиям, возникаю-
щим при сквозных и внутренних коротких замыканиях, при которых
значения установившегося тока короткого замыкания достигают
25-кратной величины. Исходя из требования электродинамической
стойкости обмотки трансформатора должны быть надежно закреплены
как в радиальном, так в осевом направлении;

обеспечивать возможность их параллельной работы.

Составные части трансформатора [1-3]. Основными частями транс-
форматора являются магнитная система и обмотки. Магнитная система
в собранном виде с ярмовыми балками и деталями их соединения
образует остов трансформатора. Остов трансформатора с обмотками,
отводами, частями переключающего устройства и деталями для их
механического крепления называю т активной частью трансформатора.

Магнитная система силового трансформатора представляет собой
комплект изолированных друг от друга пластин электротехнической
стали, собранных в определенную геометрическую форму (рис. 1).

Рис. 1. Шихтованная магнитная
система (прямой стык):

1	,3 — пластины стержня и яр-
ма; 2 — зазор между стыками
пластин
Рис. 2. Стыки стержне.-.

й — прямой; б — косой; в, г — комбинированные (пгихтовка с комбинированием пря-
мых и косых стыков пластин: в — первый слой, г — второй слой)

Магнитные системы выполняют трех типов: стержневого, бронестерж-
невого и броневого. В силовых трансформаторах напряжением 6-
110 кВ наибольшее распространение получила несимметричная стерж-
невая магнитная система трехстержневого шихтованного типа, в
которой стержни и ярма собирают (шихтуют) впереплет до необходи-
мой толщины. Применяют шихтовку пластин с прямыми, косыми и
комбинированными стыками (рис. 2). Пространственная конструкция
трехфазной магнитной системы позволяет снизить массу магнитной
системы и уменьшить потери холостого хода трансформатора за счет
более равномерного распределения магнитного потока.

Трехфазные магнитные системы силовых трансформаторов имеют
три стержня, расположенные в одной (плоское исполнение) или в
разных плоскостях (пространственное исполнение). Однофазные
магнитные системы имеют два стержня, расположенные в одной
плоскости. Ярма однофазной магнитной системы имеют активное
сечение, одинаковое с активным сечением стержня, а трехфазной —
несколько большее.

Во всех современных силовых трансформаторах применяют холод-
нокатаную электротехническую сталь, пластины которой тщательно
в
изолируют друг от друга термостойкой магниево-фосфатной пленкой
толщиной 3-4 мкм вместо ранее применявшегося бумажного или
лакового покрытия толщиной до 20 мкм. Уменьшение толщины изоля-
ционного покрытия при сохранении и даже повышении его изолирую-
щих свойств позволяет увеличить суммарную площадь сечения плас-
тин (активное сечение) в поперечном сечении стержня и ярм, повысить
коэффициент заполнения стержня до 0,96, т.е. уменьшить при той же
индукции диаметр стержня магнитной системы и, следовательно,
уменьшить при той же мощности трансформатора диаметр обмоток,
массу проводов и потери короткого замыкания.

Применение холоднокатаной электротехнической стали толщиной
0,28- 0,35 мм дало возможность снизить потери в магнитной системе от
вихревых токов, а также от гистерезиса (перемагничивания), что
позволило изготовлять магнитную систему, а следовательно, и транс-
форматор с меньшими потерями холостого хода, а также уменьшить
его массу и размеры.

Для более полного использования свойств холоднокатаной стали
магнитные системы шихтованной конструкции собирают с применени-
ем косого стыка (срез пластины под углом, близким к 45е к направле-
нию прокатки), уменьшающего участки магнитной цепи, на которых
индукционные линии не совпадают с направлением проката стали. При
этом общие потери холостого хода снижаются на 10-12%, а токи холос-
того хода на 25-30%.

Для трансформаторов небольшой мощности применяют навитые
(ленточные) магнитные системы, намотанные из "непрерывной”
стальной ленты без стыков.

Навитые ленточные магнитные системы неразъемны, поэтому
обмотки ’’вматывают” непосредственно в стержни магнитной системы
с помощью специальных станков.

В трансформаторах старых конструкций стержни и ярма магнитной
системы прессовали и фиксировали горизонтальными стяжными
шпильками, для чего в пластинах стали стержней и ярм выштамповы-
вали отверстия. Это повышало потери холостого хода и снижало
эксплуатационную надежность из-за вероятности повреждений изоля-
ционных деталей фиксирующих элементов заусенцами в зоне отвер-
стий, приводящих к замыканию пластин.

В современных трансформаторах используют бесшпилечные конст-
рукции магнитных систем.

В трансформаторах мощностью 1000 кВ • А и более (рис. 3) стержни
прессуют и фиксируют стальными бандажами или бандажами из
электроизоляционного материала - стек поленты, а ярма стягивают
Рис. 3. Бесшпилечная прессовка ярм внешними шпильками, стержней - стеклобандажами
(а) и ярм полубандажами (б):

1 — полоса из электротехнического картона; 2 — стеклобакдаж; 3 — стержень; 4 —
ярмовая балка; 5 — внешняя шпилька; 6 — верхнее ярмо; 7 — пластина из электротехни-
ческого картона; 8 - изоляция полубандажа из электротехнического картона; 9 - стальной
полубандаж, изолированный стеклолентой; 10 — изоляционная прокладка из стеклотек-
столита; 11 — стальная гайка с шайбой

металлическими полубандажами, отполированными от активной
стали магнитной системы.

В работающем трансформаторе помимо потерь холостого хода и
короткого замыкания имеют место добавочные потери е контурах, по
которым замыкаются поля рассеяния. Эти потери уменьшают КПД и
вызывают опасные перегревы отдельных составных частей трансфор-
матора. Поэтому добавочные потери в современных трансформаторах
уменьшают следующим образом:

использованием магнитных шунтов из электротехнической стали,
которые укладывают на полки ярмовых балок или вдоль стенки бака
так, чтобы по ним проходила большая часть потока рассеяния; в
качестве магнитных шунтов используют также экраны из листов меди
или алюминия;

выбором небольших размеров проводов в обмотках, особенно в
направлении, перпендикулярном радиальной составляющей поля
рассеяния; применением транспонированных и подразделенных прово-
дов; выполнением транспозиции проводов;
уменьшением размеров ярмовых балок, использованием раздель-
ных прессующих колец для каждой из обмоток;

применением для отдельных частей трансформатора пластмасс,
стекловолокна,. древеснослоистых пластиков.

Обмотка силового трансформатора представляет собой совокуп-
ность витков, образующих‘электрическую цепь. Обмотки подразделя-
ют: по направлению намотки - на правые и левые; по расположению на
стержне магнитной системы - на концентрические и чередующиеся; по
количеству наматываемых слоев - на однослойные и многослойные;
по конструктивно-технологическим признакам - на цилиндрические,
дисковые, винтовые, непрерывные и переплетенные.

При концентрическом расположении обмотки НН, СН и БН могут
находиться на стержне магнитном системы трансформатора в различ-
ных сочетаниях. В двухобмоточных силовых трансформаторах обмот-
ка ПН обычно располагается внутри, а обмотка ВН - снаружи, так как
при этом упрощается вывод от обмотки ВН ответвлений для регулиро-
вания напряжения, а также уменьшаются размеры изоляционных
каналов между внутренней обмоткой и стержнем.

В трехобмоточных трансформаторах обмотка СН обычно распола-
гается между обмотками НН и ВН. Для некоторых типов трансформа-
торов предусмотрена также возможность размещения обмотки СП

Рис. 4. Цилиндрическая обмотка:

а — двухслойная; б — многослойная; 1 — первый слои; 2 — выравнивающее кольцо; 3 —
вывод конца обмотки: 4 — вывод начала обмотки; 5 - райки; 6 - регулировочные ответв-
ления; 7- цилиндр: Я- кои *евая изоляция
непосредственно на стержне со следующим расположением обмоток,
считая изнутри наружу: СН - НН - ВН.

Двухслойные цилиндрические обмотки (рис. 4) применяют в каче-
стве обмотки НН на напряжение до 690 В в трансформаторах мощ-
ностью до 750 кВ • А, многослойные цилиндрические обмотки из круг-
лого провода применяют в качестве обмоток ВН на напряжение 3-
35 кВ в трансформаторах мощностью до 630 кВ • А.

Винтовые (спиральные) обмотки широко применяют для обмоток
НН в трансформаторах мощностью 1000 кВ • А и выше (рис. 5).

Непрерывные обмотки (рис. 6) используют как для обмоток ВН, так
и для обмоток НН в силовых трансформаторах различных мощностей и
напряжений.

В силовых трансформаторах широкое распространение получили
обмотки из транспонированного провода, где элементарные проводни-
ки с лаковой изоляцией меняются местами в процессе изготовления

Рис. 5. Биш ряя обмотка из одного провода в витке (а) и из нескольких пара тлелъных
проходов (о)
рис. 6. Непрерывная обмотка:

1 — концевая изоляция; 2 — регулиро-
вочные ответа гения; 3 — дистанцирующие
прокладки; 4 — цилиндр; 5 - рейка

самого провода. Такие обмотки
технологичны, имеют низкие
добагючные потери и высокую
механическую прочность. В
новых сериях трансформаторов
класса напряжения НО кВ и
выше обмотки ВН выполняют
переплетенными или комбини-
рованными. Переплетением про-
водов соседних витков и
катушек достигается уве-
личение емкостей связи между
ними и благодаря этому
выравнивание импульсных

воздействий вдоль обмотки. В результате снижается напряжение,
действующее между соседними катушками, что позволяет отказаться
от применения экранирующих витков и дополнительной изоляции
отдельных катушек.

В трансформаторах класса напряжения ПО кВ и выше широко
используют обмотки с горизонтальными каналами неодинаковых
размеров, что также позволило отказаться от экранирующих витков и
дополнительной изоляции дисковых катушек. Применение более
рациональной конструкции обмоток ВН позволило уменьшить размер
среднего осевого канала на 20—30 %, обеспечило повышение коэф-
фициента заполнения окна магнитной системы в среднем на 10 в и
внедрение более совершенных систем прессовки обмоток, повышаю-
щей электродинамическую стойкость обмоток при коротком замыка-
нии.

Изоляцию обмоток трансформатора от заземленных частей (магнит-
ной системы, бака) и других обмоток называют главной (рис. 7).

Изоляцию между отдельными элементами данной обмотки - вит-
ками, катушками, слоями - называют продольной.
Рис. 7. Главная изоляция:

а — общий вид; б — ярмоиая и ypai вни тельная изоляция; в — элемент верхней ярмовой
изоляции; 1 — ярмовая никнял изоляция; J - стержень магнитной системы: 3—5 — изоля-
ционные цилиндры; 6 — ярмо магнитной системы; 7 — междуфазкая переородка; 8 —
обмотка; 9 — уравнительная изоляция; 10 - ярмова т балка; 11 - шайба; 12 — прокладка

Изоляцию обмоток от верхнего и нижнего ярма обеспечивают
каналы и барьеры, образуемые ярмовой изоляцией. Изоляцию, служа-
щую для выравнивания полки ярмовой балки с плоскостью ярма,
называют уравнительной.

Переключающие устройства трансформаторов служат для регулиро-
вания напряжения посредством изменении соединения ответвлений
обмоток между собой или с вводом. В современных трансформаторах
применяют переключающие устройства без возбуждения и регулиро-
вания под нагрузкой.

Переключающие устройства без возбуждения (ПБВ) выпускают
разнообразного конструктивного исполнения. Основными частями
ПБВ являются контактная система, состоящая из подвижных и непод-
вижных контактов различного конструктивного исполнения, и при-
водной механизм. Наиболее распространенными являются устройства
типа ПТС, ТПСУ, ПТЛ, I1TP и П6 на напряжение от б до 110 кВ и номи-
нальные токи от 16 до 1600 А.

Переключающие устройства регулирования под нагрузкой (РПН)
служат для переключения регулировочных ответвлений под нагруз-
кой трансформатора. Их разделяют на устройства с токоограничиваю-
щими реакторами, токоограничивающими резисторами и без них. В
эксплуатации находятся трансформаторы с устройствами РПН типов
РНТ-9, PHT-13, PHT-18, РНТ-20 РНОА, РИТА и др., а также типов РСГ и
рС (Болгария) и типов SAV, SCV и SDV (Германия).

Составными частями устройства РПН являются: избиратель ответв-
лении, предызбиратсль ответвлении, контактор, токоограничивающий
реактор или резистор, привод, а также различная аппаратура, меха-
низмы, элементы сигнализации, автоматики и др.

Веоды служат для вывода концов обмоток из трансформатора нару-
у и подключения их к сети и представляют собой фарфоровые про-
ходные изоляторы, через внутреннюю полость которых проходит
токоведущий стержень. Размерь и внешняя конфигурация фарфоро-
вых элементов вводов зависят от назначения трансформатора, класса
напряжения, рода установки и силы тока. Вводы изготовляют на
номинальные напряжения 0,5-1150 кВ и токи 1(41-4000 А.

Герметичный маслонаполненный ввод на напряжение ПО кВ запол-
нен дегазированным трансформаторных', маслом, не сообщающимся ни
с маслом бака трансформатора, ни с атмосферным воздухом, что зна-
чительно повышает его надежность и срок работы. Герметичные вводы
на напряжение ПО кВ выпускают типа ГБМТ и ГБМТУ на токи 200-
2000 А с углом наклона к вертикали 45 и 60* в установленном на
трансформатор состоянии.

Внутри вводя с твердой изоляцией по всей его длине расположена
центральная труба, на которую намотана лакированная бумага. Бу-
мажная намотка разделена на слои уравнительными обкладками. На
изоляцию горячим способом насажена соединительная втулка. Верх-
няя часть изоляции (до втулки) закрыта фарфоровой покрышкой,
залита трансформаторным маслом и запаяна. Нижняя часть изоляции
на время транспортировки и хранения закрыта кожухом. Конструкция
вводов неразборна, и их ремонт можно производить только в специа-
лизированных мастерских.

Основные внешние элементы силового трансформатора включают в
себя бак, крышку (или съемную часть бака), расширитель, термосифон-
ный фильтр, охлаждающие устройства (радиаторы, охладители),
воздухоосушитель защитные и контрольно измерительные устрой-
ства.

Бак трансформатора с масляным охлаждением представляет собой
резервуар, в котором размещают активную часть и другие детали
трансформатора. Крышка закрывает бак и одновременно является
основанием для установки расширителя, вводов, приводов переклю-
чающих устройств и других вспомогательных деталей.

Расширитель представляет собой металлический сосуд, предназ-
наченные для компенсации изменяющегося объема масла в баке
трансфо	ении температуры, а также предохранения

масла от увлажнения и преждевременного окисления. Расширители
устанавливают на трансформаторах мощностью от 25 кВ • А и напряже-
нием 6 кВ и выше.

Газовое реле служит для сигнализации при возникновении повреж-
дений в частях трансформатора расположенных в его баке, а также
при утечке масла из-за неплотности в соединениях.

Воздухоосушитель предназначен для поглощения влаги из воздуха,
поступающего в расширитель.

Термосифонаый фильтр, заполненный силикагелем, служит для
непрерьшноп регенерации масла в процессе работы трансформатора.
Термосифонные фильтры устанавливают на трансформаторах мющ-
ностью от 2500 кВ • А.

Навесные радиаторы с трубами овальной или круглой формы приме-
няют в трансформаторах мощностью бол^с 40 кВ • А. В мощных транс-
форматорах применяют навесные или выносные охладители.

Пленочная и азотная зашита масла и изоляции трансформатора от
увлажнения обеспечивают предотвращение контакта масла трансфор-
матора с атмосферным воздухом.

Пленочная защита (рис. 8) осуществляется эластичней емкостью,
которую укладывают внутри расширителя. Она служит для компенса-
ции температурного изменения объема масла в процессе работы транс-
форматора.

Рис. 8. Устройство пленочной запит:

1 — воздухоосушитель; 2 - стрелочный мае тоука атель с рычагом; 3 - эластичная ем
кость; 4 — расш. ель; 5 — об рный ког	>р; 6 — кр и д лив* • масла
Эластичная емкость, подвешенная внутри расширителя при помоищ
специальных приспособлении, плотно прилегает к внутренней поверх-
ности расширителя и масла и обеспечивает герметизацию масла от
окружающей среды. Одновременно внутренняя полость эластичной
емкости соединена патрубком с окружающим воздухом через воздухо-
осушитель» который препятствует конденсации влаги на ее внутрен-
ней поверхности.

При изменении объема масла в расширителе прилегающая к маслу
поверхность эластичной емкости поднимается или опускается, а
установленный внутри рычаг стрелочного маслоуказателя повторяет
это движение и обеспечивает контроль уровня масла в расширителе.

В трансформаторах с пленочной защитен вместо предохранительной
трубы устанавливают предохранительные клапаны, обеспечивающие
надежную герметизацию.

Азотная защита (рис. 9) заключается в том, что млкропустоты в
изоляции и масле и надмасляное пространство заполняют сухим
азстом и герметизируют от окружающей среды при помощи мягких
резервуаров, которые служат для компенсации температурных изме-
нений объема масла во время работы трансформатора.

Рис. 9. Устройство азотной зашиты:

1 — расширитель; 2 — надмаслянос пространство; 3 — шкаф; 4 — мягким резервуар; 5
йзотоосушит^лъ
Мягкие резервуары размещены в металлическом шкафу вместе с
воздухоосушителем, предназначенным для защиты надмасляного
пространства расширителя от попадания влажного воздуха в случае
нарушения герметичности мягких резервуаров.

Материалы, применяемые при капитальном ремонте силовых транс-
форматоров [2, 4], делят на проводниковые, электроизоляционные и
электромагнитные. Кроме них используют и вспомогательные материа-
лы.

В качестве проводниковых в основном используют материалы, из-
готовленные из электротехнической меди и алюминия. Электротехни-
ческая медь имеет малое удельное электрическое сопротивление
(0,0175 мкОм • м при температуре 20°С), плотность 8,96 г/смз и темпера-
туру плавления 1065- 1080'С. Алюминий уступает меди по электропро-
водности и механической прочности. Удельное электрическое сопро-
тивление алюминия при температуре 20"С - 0,0293 мкОм • м, темпера-
тура плавления 657°С, плотность 2,7 г/смз.

Для ремонта или изготовления обмоток применяют круглые и
прямоугольные провода различных марск (ПБ, ПБУ, АПБ, АПБУ, ПБД,
АПБД, ПЭЛ). Буквы и их сочетания означают: П - медный провод; Б -
изолированный лентами кабельной или телефонной бумаги; БУ -
изолированный лентами высоковольтной кабельной бумаги; АП -
алюминиевый провод; БД - изолированный двумя слоями нитей из
хлопчатобумажной пряжи; ЭЛ - эмалированный, лакостойкий.

Для изготовления отводов применяют гибкие медные провода круг-
лого сечения марки ПБОТ, пруток и шины.

Электроизоляционные материалы предназначены для изолирования
токоведущих частей трансформатора друг от друга и от заземленных
частей. К ним относятся картоны, бумаги, хлопчатобумажные ткани,
лакоткани, ленты, древесина, гетинакс и др., а также жидкие материа-
лы - трансформаторное масло и лаки.

Электротехнический картон марок А, Б, В, Г применяют для изго-
товления деталей главной и продольной изоляции трансформатора. Он
рассчитан для работы в масле при температуре до 105"С, отличается
высокой механической прочностью, малой усадкой после сушки,
стойкостью к воздействию напряжения. Листовой электротехнический
картон применяют толщиной 1; 1,5; 2; 2,5 и 3 мм размером от 850 х 1000
до 3000 х 4000 мм. Картон толщиной 0,5 мм выпускают в рулонах шири-
ной (1000 ± 5) мм.

Электроизоляционную трансформаторную бумагу марок Т-080, Т-120
толщиной соответственно 80 и 120 мкм применяют для изоляции
обмоточных проводов и отводов, а также межслоевой изоляции обмо-
ток и других составных частей трансформатора.

Электроизоляционную крепированную бумагу марки ЭКТМ с попе-
речным крепом (гофрировкой) толщиной 0,44 мм применяют для
изолирования отводов.

Электроизоляционная лакоткань представляет собой хлопчато-
бумажную или шелковую ткань, пропитанную электроизоляционным
лаком. Применяют при ремонте трансформаторов, как правило, свет-
лую хлопчатобумажную лакоткань ЛХММ-105 толщиной 0,17; 0,2 и
0,24 мм.

Тафтяную хлопчатобумажную изоляционную ленту марок от Т-10-18
до Т-50-39 толщиной 0,25 и шириной 10-50 мм и киперную хлопчатобу-
мажную ленту марок от К-10-2 до К-50-17 толщиной 0,45 и шириной
10-50 мм выпускают в рулонах длиной 50 мм и применяют для меха-
нической защиты основной изоляции токоведущих частей.

В качестве конструкционных изоляционных материалов в транс-
форматорах применяют электротехнический гетинакс марок
V-1 и V-2 толщиной 8-50 мм; электротехнический текстолит нагрево-
стойкости А толщиной 0,5-50 мм; бук, обладающий высокими механи-
ческими характеристиками, а также бумажно-бакелитовые изделия в
виде трубок и цилиндров из лакированной намоточной бумаги.

Электроизоляционный лак марок ГФ-95, МЛ-92, бакелитовый лак
марки ЛБС-1 и изоляционный лак марки КФ-965 применяют для про-
питки обмоток и изолирования пластин электротехнической стали
магнитной системы.

Маслостойкие эмали ГФ-92-ХС, ГФ-92ГС, нитроэмаль 624С, 1201 и
1202 воздушной сушки применяют для покраски конструктивных
частей и деталей трансформатора, находящихся в масле.

Эмаль марки ПФ-133 применяют для окраски наружных поверхнос-
тей бака и других составных частей трансформатора.

В трансформаторах напряжением 6-110 кВ в качестве жидкого
изоляционного и теплоотводящего материала применяют трансфор-
маторное масло в основном марок ТКп и ТК без присадок: можно
применять также масло ПТ (перспективное трансформаторное), Т-750 и
др., в том числе импортное. Допускается смешение приведенных
марок масел в любых соотношениях, если тангенс угла диэлектричес-
ких потерь (tg6) пробной смеси не превышает tg6 компонента с наи-
большими диэлектрическими потерями. При смешении трансформа-
торных масел следует учитывать, что масло марки ГК обладает высо-
кими эксплуатационными свойствами в сравнении с другими марка-
ми. В случае смешения его с другими маслами эксплуатационные
характеристики масла ГК ухудшаются и теряется экономическая
эффективность его применения.

Элскгро.маг//и7ныг материалы в виде рулонной и листовой электро*
технической холоднокатаной стали марок 3404,3405ь, 3406 и др. приме-
няют для изготовления и ремонта магнитной системы современных
трансформаторов.

К конструкционным материалам относятся сталь, латунь, бронза,
буковая древесина, стеклянная бандажная лента марки ПСБ, масло-
стойкая резина. Резина служит для уплотнения мест соединения ме-
таллических деталей. Используют ее в виде полос (сечением 6 х 15; 8 х
х 20; 12 х 30 и 16 х 40 мм), прокладок, листов и рулонов толщиной
6-12 мм.

л*вспомогательным магериалал! относятся припои (медно-фосфо-
ристый самофлюсующий МФ2, серебряный I1CP15, оловянистые ПОС-40
и ПОС-ЗО, бессеребряньп' ПМфс-06-0,15), канифоль, магнезитовая
замазка, силикагель марок КСМГ, MCKV, цеолиты и др.

2.	ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ КАПИ-
ТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Грузоподъемные средства и такелажную оснастку выбирают исходя
из характера ремонта, условий его проведения, массы тр реформатора
в сборе и его составных частей, подлежащих подъему и перемещению
на ремонтную площадку, участки разборки и последующей сборки
[12]. Наиболее распространенными и доступными являются мостовой
электрический кран, электрические и ручные лебедки, тали, полиспас-
ты, блоки, домкраты, стропы и стальные канаты-

Мостовой электрическим кран является наиболее эффективным
грузоподъемным устройством, обеспечивающим перемещение груза
вдоль и поперек площадки, на которое проводится ремонт. Имеет
грузоподъемность 5 т и более.

Электрические лебедки - наиболее доступные и распространенные
грузоподъемные механизмы. Они выпускаются грузоподъемностью
1,25; 1,5; 3,2; 5; 10; 12,5; 50:75 и 100 т.

Ручные рычажные лейедки применяют в качестве вспомогательных
механизмов для оттяжки и перемещения грузов. Выпускаются грузо-
подъемностью 0,5-5 т.

Электрические тали позволяют поднимать, опускать и перемещать
груз горизонтально. Они рассчитаны па грузоподъемность 0,5-1 г и
высоту 12 м и более.
ручные тали применяют для подъема грузов на небольшую высоту.
Они рассчитаны на грузоподъемность 0а25-12,5 т.

Полиспаст предназначен для подъема и перемещения грузов боль-
шой массы механизмами небольшом грузоподъемности. Он представ-
ляет собой систему из подвижных и неподвижных многороликовых
блоков и каната грузоподъемностью 0,9-50 т.

Блоки предназначены для подъема груза, изменения направления
тягового конца каната и устройства полиспастных систем Полиспаст-
ные блоки имеют грузоподъемность 0,5-50 т и количество роликов
1-8. Грузоподъемность отводных блоков 1-10 т.

Домкраты применяю г для подъемов и перемещений трансформато-
ров при погрузочно-разгрузочных работах, демонтаже и монтаже на
фундаменте, доставке с места установки на ремонтную площадку. Их
разделяют на реечные грузоподъемностью до 7 г, гидравлические - до
300 т и более и винтовые - до 20 т. Для привода гидравлических
домкратов применяют насосные станпии НСП-400, рассчитанные на
рабочее давление до 40 МПа.

Стропы предназначены для крепления груза к крюку грузоподъем-
ного механизма. Подразделяются на: упрощенные, двухпетлевые
облегченные, универсальные, однопетлевые, двухпетлевые, комбини-
рованные, групповые. Стропы изготовляют на стандартную грузо-
подъемность 0,32-3? т с длиной ветвей 0,9-30 м. Стропы должны
применяться только стандартные.

Стальные канаты для такелажных работ при ремонте трансформато-
ров применяют в основном двойной крестовой свивки, состоящие из
шести прядей и одного пенькового сердечника (1 ОСТ 3070-88 и ГО^ I
3071-88) типа ТК конструкции 6 х 19 (1 + 6 + 12) диаметром л.3-27 мм и
ТК конструкции 6 х 37 (1 + 6 + 12) с органическим сердечником диамет-
ром 5-49 мм. Канаты должны применяться только стандартные.

При такелажных работах используют также различные траверсы,
захваты, зажимы и скобы.

Оборудование, средства механизации работ, оснастка, приспособ-
ления, применяемые при разборке и сборке активной части трансфор-
матор а, ремонте ее составных частей и сушке, бывают как стандарт-
ные. так и нестандартные, изготовляемые по чертежам заводов или
ремонтных организаций с учетом местных условии и особенностей
ремонтируемого трансформатора.

Оснастка для разборки и с борки активной части включает в себя:
траверсу и стропы для подъема и перемещения активной части и ее
составных частей; леса инвентарные или временные стеллажи необхо-
димой грузоподъемности; переносные лестницы; стропы; контейнеры
/1

Рис* 10. Приспособление для съема и насадки
обмоток:

1 — тяги; ? — траверса; 3 - ММ

для складирования и хранения
пластин электротехнической стали,
клинья стальные и деревянные;
скобы шихтовальные; шпильки для
временной стяжки верхнего ярма
магнитной системы или гидроструб-
цина с насосной станцией НСП-400;
приспособление для съема и
насадки обмоток (рис. 10); рамы с
комплектом шпилек для запрес-

совки обмоток; стол для сборки обмоток; приспособление для утяжки
мягких цилиндров после их намотки на стержни магнитной системы
или на обмотки; шаблон для монтажа отводов (при их сложной конст-
рукции и конфигурации); ножницы рычажные для резки медных
проводов: электропаечный агрегат, применяемый при пайке твердыми
припоями и состоящий из однофазного понижающего трансформатора
типа ОСУ-20 0,5, ОСУ-40/0,5 и ОСУ-ЮО/0,5 и электропаечных щипцов;
компрессор; сварочное и газорезательное оборудование: спецключи
(торцевые и трещеточные); стамеска; пассатижи; кусачки; напильники

разные; молоток.

Оснастке для ремонта магнитной системы включает в себя: шпиль-
ки временные; стропы; приспособление для прессовки стержней и ярм
(струбцины, гидросгрубцины); контейнеры для укладки, транспорти-
ровки и хранения пластин электротехнической стали; шихтовальные
скобы, киянки, оправки и т.д.; домкраты гидравлические грузо-
подъемностью 20-50 т.

При ремонте магнитных систем бесшпилечной конструкции в усло-
виях эксплуатации для стяжки стержней бандажами из стеклоленты
применяют нестандартное приспособление, состоящее из несущей
(опорной) стойки и механизма намотки стек лоб ан да жей. Механизм
намотки бандажей (рис. 11) состоит из стальной коробчатой обоймы
5 с двумя разводными сегментами 10, шарнирно связанными пальца-
ми 8 с обоймой, вмонтированной в обойму планшайбы 7 с зубчатым
венцом; установленной на планшайбе бобины 1 с рулоном стеклолен-
Рис. 1L Механизм намотки сгеклобакдд ?ген

ты; направляющих роликов 3 и фрикционной муфты 4f создающей необ-
ходимое усилие натяжения ленты (обычно 990-1000 Н); плиты 2 для
крепления к балке устройства, несущего механизм намотчика стекло-
бандпжей. Зубчатое колесо 6 вала электродвигателя приводит во вра-
щательное движение планшайбу. Бобина, ролики и фрикцион, враща-
ясь вокруг стержня вместе с планшайбой, плотно укладываю! стекло-
ленту витками на стержень магнитной системы 9. В процессе бандажи-
рования нри натяжении лента разогревается, становится более элас-
тичной и липком, поэтому бандаж приобретает монолитность и высо-
кую механическую прочность. Для охвата и освобождения стержня от
механизма намотки вывинчивают болт 11 и разводят сегменты в сторо-
ны. Наложение бандажей можно производить при нахождении магнит-
ной системы как в вертикальном, так и горизонтальном положении в
зависимости от характера, условий и технических возможностей
выполняемого ремонта.

Оснастка для ремонта обмоток и главна изоляции включает в се-
бя: станок намоточный типа ТТ-20, ТТ-21 и ТТ-23; станок для изолиров-
км медной проволоки (типа БОС-20 и др., а также изготовленный по
чертежам ремонтных предприятий); станок для чистки, рихтовки и
волочения обмоточного провода; электропаечный агрегат; шаблон и
оправки для намотки обмоток; приспособления гибочные для гибких
прямоугольных проводов на ребро; струбцины металлические; стойки
специальные; приспособления такелажные.

При ремонте обмоток и главной изоляции в условиях ремонтных
цехов и баз используют как стандартные оборудование и приспособ-
ления, так и нестандартные. Наиболее доступные и распростран иные
описаны ниже.

Гидравлический этажерочный пресс предназначен для прессования
и запекания детален изоляции толщиной более 3 мм, изготовленных
из заготовок электротехнического картона и склеенных бакелитовым
лаком. Детали (заготовки) укладывают равномерно по всей площади
на плиты пресса, нагретые до 135°С, и, создав необходимое давление,
выдерживают их в запрессованном состоянии 1-3 ч в зависимости от
толщины уложенных деталей. При этом удельное давление на прессуе-
мых деталях должно быть не менее 400 кПа (40 кгс/см1).

Крутлопильный станок предназначен для резки заготовок и деталей
из клееного электротехнического картона. Может быть изготовлен
силами механического участка по разработкам элсктроремонтных
предприятий.

Фрезерныг станок - это специальным станок, на котором произво
дят обработку опорных колец по наружному и внутреннему контурам.

Ленточно-шлифовальным станок применяют для зачистки заусенцев
на изоляционных деталях. Он должен быть оборудован вытяжной
вентиляцией.

Универсальные штампы предназначены для изготовления дистан-
цирующих прокладок, применяемых при ремонте обмоток. В качестве
приводного механизма используют однокривошипный пресс. Для
вырубки дистанцирующих прокладок обмоток применяют штамп-
пакеты, отличающиеся от обычных вырубных штампов тем, что на
одно?! опорной плите мо* по устанавливать практически весь парк
сменных комплектов матриц со съемниками.

Сборку изоляции небольших габаритов производят в шаблонах,
устанавливаемых на столе сверлильного станка, сборку изолявии
больших габаритов - на специальных приспособлениях с вращающи-
мися столами.

Гильотинные ножницы используют для раскроя листового электро-
технического картона и резки пластин шириной до 30 мм (по упору)
поперек направления волокон.
Дисковыми ножницами производят резку листового электротехни-
ческого картона на полосы шириной свыше 30 мм.

Круговые дисковые ножницы используют для вырезки шайб и
колец из листового электротехнического картона толщиной до 3 мм.

Вибрационные ножницы позволяют выполнять вырезку листов и
деталей фасонной конфигурации из электротехнического картона по
разметке.

Прокатные вальцы служат для уплотнения электротехнического
картона, используемого для изготовления деталей продольной изоля-
ции обмоток.

Бумагорезательная машина предназначена для разрезания рулонов
кабельной, телефонной и крепированной бумаги на рулоны различной
ширины.

Пневматический гибочный станок используют для изготовления
гнутых коробок и других деталей из заготовок электротехнического
картона.

Операции снятия изоляции и волочения проволоки с переходом
(при необходимости; на другое сечение в ремонтной практике прово-
дят на специальных нестандартных станках, изготовляемых своими
силами по собственным или аимствованным разработкам. Схема
одного из таких станков приведена на рис. 12.

Станок состоит из сборно-сварной станины 2, па которой установле-
ны рихтующее устройство 2, узел резки изоляции 3, узел очистки
изоляции привод 5 с тянущим барабаном 6 приемного устройств i 8 с
механическим укладчиком 7. Для волочения проволоки на станину
устанавливают фильеродержатель 9 с автоматическим подпором густой
смазки Циатим-201, а на барабан 6 привода - коническую планшайбу.

После волочения проволоки производят ее отжиг, как правило, в
обычной камерной печи с электронагревом при температуре 60U-650C
с последующим отпуском в баке с водой.

Бумагообмоточныи станок служит для наложения изоляции на
проволоку (рис. 13). Он состоит из рихтующего устройства 11, входной
направляющей втулки 10, бумагообмоточных узлов 9, на которых
устанавливают рулончики бумаги S, выходной нтулки 7, тянущего
барабана 6 с отжимным роликом 5, приемного устройства 2 с фрикци-
онным приводом 3, барабаном 1 и проводоукладчиком 4.

Существует несколько конструкции "умагообмоточных устройств,
но принцип работы у всех одинаков - обмотка бумажными лентами
(пряжей хлопчатобумажной, шелковой, стеклянной или из химичес-
ких волокон) поступательно движущейся проволоки. Ленты наклады-
вают под углом 30-45°, нити пряжи 80-85".
1

Рис. 12. Схема станка чистки и волочения провода

Рис. 13. Схема бумагообмоточного станка:

ГУ	7J

приемный барабан; 2 пркэдное устройство; 3 — фрикционный привод; 4 — проводоукладчик; 5 — отжимной ролик; б — тянутций
барабан; ‘ - выходная втулка; а — бумажные рулончики; 9 — бумвгообмоточные узлы; 10 - входная втулка; И — рихтующее устройство;
12^ бухта проволоки; 13 - тележка; 14 - привод станка
Оснастка для сдтакв и пропигки активное части маслом включает в
себя:

оборудование - вакуумный насос производительностью не
гиенее 150 л/с, обеспечивающим остаточное давление не более 667 х
х 10’6 МПа (ВН-4, ВН-6, ВН-300, НВ3450, АВЗ-125) - 2 шт; цеолитовую
установку: маслонасос подачей 6 и 16-30 м /ч: м слоочистительную
установку с подогревателями; установку для дегазации масла; охла-
дитель» ю колонку с поверхностью охлаждения 4-8 м2; воздухоосу-
шительный фильтр вместимостью не менее 5 дм3 для снятия вакуума;
фильтр для очистки подогретого воздуха вместимостью не менее
5000 дм ; нагревательные печи закрытого типа; бачок для слива масла
из бака трансформатора вместимостью не менее 100 дм3; маслопо-
догреватель; маслопроводы диаметром 36-125 мм; вакуумпроводы
диаметром не менее 80 мм; задвижки диаметром 125 мм; переходные
фланцы с патрубками; маслоуказатель;

приборы - вакуумметр с пределом измерения 0-98 кПа; ваку-
умметр ВСБ иля ВТ-3 для измерения остаточного давления; комплект
термодатчикоп (термометров сопротивления типов ТСН. ТСП) и термо-
пар типов ТХК, ТХА с градуировкой в интервале измеряемых темпера-
тур 0-150’С; термометры ртутные и спиртовые со шкалой 0-150'С
10 шт.; мегаомметр на 1000 и 2500 В: мост Р-595; прибор для измерения
увлажнения изоляции (ДС/С) ЕВ-3, ПКВ-7 или ПКВ-8; психрометр;

токоизмерительные клещи;

материалы - трансформаторное масло; провод для намагничи-
вающей обмотки; ткань асбестовая: масло вакуумное ВМ-4; салфетки

хлопчатобумажные; протирочный материал; резина листовая и полосо-
вая Ыйслостойкая, резиновый клеи 88-Н; силикагель КСКГ; цеолит
типа NaA; жидкое стекло; картон фильтровальный технический.

При просушке изоляции активной части применяют установки типа
’’Иней” и ’’Литое”. Установка ’’Питое” более совершенна по сравнению
с установкой ’’Иней”; ее применяют для сушки сильно увлажненных

трансфо: маторов с нагревом трансформатора горячим маслом

Оборудование для обработки изоляции и трансформаторного I ела

обеспечивает их высокое качесгво и надежную работу трансформатора

после ремонта.

Вакуумные насосы используют для удаления воздуха из бака
трансформатора перед заливкой, в процессе заливки и после оконча-
ние заливки его маслом, а также удаления адсорбированных изоляци-
ей трансформатора в процессе разгерметизации влаги и газа. Применя-
ют в основном вакуумные насосы типа ВН-1МГ, ВН-4Г, ВН-6Г, ВН-ЗОО,
АВЗ-125, НВЗ-150.
Цен ।г*- ^уги применяют для обезвоживания и удаления из масла
механических примесей. Наиболее распространенными являются уста-
новки типа ПСМ1-3000 и СМ1-3000 производительностью 3000 л/ч.

Роторно-зубчатые насосы гида РЗ (шестеренчатые РЗ-З; РЗ-4,5; РЗ-7,5;
РЗ-ЗО) подачей 1,1-18 м3/ч применяют для перекачки трансформатор-
ного масла.

Фильтоопресс служит для очистки трансформаторного
масла от механических примесей и воды путем прохождения его
под давлением 0,4-0,6 МПа через фильтрующим элемент (специальную
фильтровальную бумагу, картон или ткань). Применяют фильтропрес-
сы типа ФП-2-3000 подачей 1500-3000 л/ч и др.

Установка типа УВМ-2 вакуумной обработки и азотирования транс-
форматорного масла производительностью 3 м/ч при температуре
масла 50-60’С позволяет доводить объемное газосодержание масла
после обработки до 0,1%.

Установка цеолитовая служит для сушки, фильтрования и перекач-
ки трансформаторного масла. Распространены установки типа БЦ*72-
1100 подачей до 1100 л/ч и типа ПЦУ-69-3000 подачей 3000 л/ч, обеспе-
чивающие влагосодержание масла после обработки не более 0,01%
(10 г/т). В цеолитовых установках для удаления из масла влаги
применяют в основном синтетические, цеолиты марки NaA и фильтрую-
щие элементы из фильтровальной бумаги и ткани бельтинг.

Фильтры герметичной конструкции типа ФГН-30, ФГН 60, ФОСН-60 и
Ф1H-I20 с пропускной способностью 10, 20 и 60 м Уч используют для
очистки трансформаторного масла от механических примесей. В
качестве фильтрующего элемента применен чехол из нетканого мате-
риала и набор алюминиевых дисков. Для пропускания масла через
фильтр используют герметичные маслонасосы.

3.	ОРГАНИЗАЦИЯ И ПОДГОТОВКА КАПИТАЛЬНОГО
РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРОВ

Работа трансформаторов неизбежно сопровождается их постепен-
ным износом, выходом из строя отдельных составных частей и деталей
и вследствие этого необходимостью замены трансформатора новым
или проведения капитального (восстановленного) ремонта. В практике
энергопредприятий, эксплуатирующих трансформаторы, вопрос о
целесообразности замены или проведения капитального ремонта
трансформатора со сменой обмоток и связанных с этим затрат времени,
средств, труда и материалов решается, как правило, дифферениирован-
28
но, исходя из следующих обстоятельств: общего технического состоя’
ния трансформатора; сроков и условий его эксплуатации; возможности
и сроков получения нового трансформатора; характера, сложности и
объема повреждений; возможности получения с завода или изготов-
ления (восстановления) ремонтной организацией поврежденных
составных частей и деталей трансформатора; организационной, техни-
ческой и материальной возможностей и реальных сроков проведения
ремонта в условиях эксплуатации или ремонтной организации [2, 6, 7,
11]. В каждом конкретном случае целесообразность определяется
технико-экономическим обоснованием, так как стоимость изготовле-
ния новых трансформаторов, особенно П-Ш габаритов, на заводе зна-
чительно ниже стоимости ремонта в условиях небольших электроре-
монтных цехов и баз.

Однако совершенно отказаться от ремонта трансформаторов значи-
ло бы поставить электротехническую промышленность перед необхо-
димостью значительно увеличить производство новых трансформато-
ров, так как парк установленных и эксплуатируемых трансформато-
ров постоянно растет.

Капитальный ремонт силовых трансформаторов напряжением до
ПО кВ включительно со сменой обмоток и изоляции проводят при
модернизации или реконструкции трансформаторов, естественном
старении изоляции и восстановительных ремонтах.

Модернизация, во время которой изменяются параметры (мощность,
напряжение, ток, схема и группа соединения обмоток), а соответствен-
но и конструкция отдельных составных частей трансформатора,
является наиболее сложным видом ремонтных работ. В каждом отдель-
ном случае приходится находить свое решение в зависимости от зада-
ния, назначения, предъявляемых требований и конструкции подлежа-
щего модернизации трансформатора. К наиболее распространенным
работам по модернизации трансформаторов относятся: перевод транс-
форматора с системой охлаждения Д на охлаждение ДЦ с направлен-
ной циркуляцией масла в обмотках, например трансформатора напря-
жением ПО кВ; на базе одного трансформатора разработка и выполне-
ние другого, иного назначения, например ТДТГ-315иО/110 в ТДН-
40000/110; повышение мощности трансформатора, например ОДТГ-
40000/220 в ОДТГ-5000/220, за счет изменения конструкции обмоток и
их прессовки; перевод трансформаторов с изменением напряжений
обмоток ВН или НН; модернизация трансформаторов в автотранс-
форматоры.

Модернизация действующих трансформаторов с повышением их
мощности и изменением параметров жономически целесообразна и
является одним из существенных средств повышения производитель-
ности и эксплуатационной надежности трансформатора.

Реконструкцию составных частей трансформатора без изменения его
параметров проводят для устранения выявленных в процессе эксплуа-
тации недостатков в их конструкции и повышения надежности работы
трансформатора.

К наиболее распространенным работам, выполняемым при реконст-
рукции трансформаторов, относятся: изменение конструкции главной
и продольной изоляции и обмоток трансформатора; реконструкция
ярмовых балок с изготовлением и установкой осевой прессовки обмо-
ток; реконструкция бака для размещения переключающих устройств;
реконструкция и перевод трансформатора на азотную или пленочную
защиту изоляции и масла трансформатора от увлажнения; перевод
магнитных систем шпилечной конструкции прессовки стержней и ярм
на бесшпилечную с заменой металлических стяжных шпилек на стек-
лобандажи; реконструкция крышки бака трансформатора и установка
съемных вводов 6-35 кВ новой составной конструкции и ПО кВ новой
конструкции (герметичные маслонаполненные, вводы с твердой изо-
ляцией); замена масляного охлаждения с естественной циркуляцией
масла (М) на систему с принудительной циркуляцией воздуха и масла
(ЛИ).

Восстановительным ремонт трансформатора по сравнению с модер-
низацией и реконструкцией является наиболее простым, так как
ничего в трансформаторе конструктивно не изменяется.

Однако в зависимости от размеров и характера повреждений от-
дельных составных частей трансформатора восстановительные ремон-
ты можно подразделять на следующие категории:

частичный или полный ремонт магнитной системы с переизолиров-
кой пластин электротехнической стали; полная перемотка обмоток с
сохранением параметров;

частичная перемотка обмоток; полная замена всей внутренней
изоляции.

Особенности ремонта грансформаторов в условиях эксплуатации.
Капитальный ремонт трансформаторов со сменой обмоток, произво-
димый в силу обстоятельств или технико-экономического обоснова-
ния в условиях эксплуатации, а не ремонтных цехов или баз, имеет
свои особенности в вопросах его организации и технического обеспе-
чения.

Ло начала капитального ремонта необходимо определиться с поме-
щением, в котором он будет проводиться. Для этого, как правило,
используют трансформаторно-масляные хозяйства (ТМХ), подстан-
ционные порталы, ремонтные или монтажные площадки электростан-
ций, а при их отсутствии строят временные помещения. Составляют
проект организации ремонта, в котором предусматривают все необхо-
димые организационно-технические мероприятия, сроки их проведе-
ния и ответственных исполнителей, необходимую конструкторскую и
технологическую документацию; приводится ведомость объема работ,
перечень оборудования, оснастки, приспособлений, инструмента и
материалов, применяемых при ремонте трансформатора и его состав-
ных частей и деталей, а также план размещения трансформатора, его
составных частей и оборудования. При обследовании имеющегося
помещения или разработке временного необходимо учитывать, что
размеры ремонтной площадки должны обеспечивать свободное и
удобное размещение всех составных частей трансформатора или, в
крайне и случае, разобранной активной части, запасных частей транс-
форматора, технологического оборудования, грузоподъемных меха-
низмов, иметь подъезды для перемещения механизмов. Помещение
должно быть защищено от попадания пыли и атмосферных осадков,
обеспечено средствами противопожарной безопасности, иметь высоту,
позволяющую проведение работ по выемке активной части из бака
трансформатора, иметь электрическое освещение и возможность
подключения электрической сборки, рассчитанной на сушку трансфор-
матора, работу сварочного и паечного трансформаторов, лектрифи-
цированного инструмента и т.п. При ограниченных размерах имеюще-
гося или сооружаемого временного помещения бак или съемную часть
бака трансформатора, его арматуру, элементы системы охлаждения,
вводы ПО кВ допускается размещать вне помещения с принятием мер
по предотвращению попадания в их внутренние поверхности атмо-
сферных осадков и пыли.

При ремонте в условиях эксплуатации значительный объем подго-
товительных работ приходится на подготовку трансформаторного
масла. Поэтому в плане подготовительных работ необходимо предус-
мотреть доставку ближе к ремонтной площадке маслоочистительной
аппаратуры, емкостей для слива, хранения и обработки масла, про-
кладку маслопроводов.

Если маслоочистигельную аппаратуру не представляется возмож-
ным разместить внутри помещения, в котором производят ремонт
трансформатора, то необходимо предусмотреть временное сооружение.
Удобны для этих целей передвижные маслоочистительные установки,
размещенные в специальных вагончиках.

Нормативно-техническая документация на капитальный ремонт
трансформатор ов Стандартизация. Качество ремонта трансформатора
зависит не только от степени его организации, оснащенности современ-
ным технологическим оборудованием, квалификации ремонтного
персонала, но и в значительной степени от обеспечения ремонта необ-
ходимой нормативно-технической документацией и строгого выполне-
ния ее требований, от соблюдения исполнителями технологической
дисциплины. Технологическая дисциплина состоит в том, чтобы каж-
дым исполнителем точно соблюдались установленные в руководящих
документах операции и их последовательность, заданные в чертежах
размеры, режимы обработки и др.

К нормативно-технической документации относятся действующие в
отрасли стандарты, руководящие документы, технические условия на
ремонт, нормы и нормативы. Стандарты устанавливают нормы, прави-
ла, требования, технологические процессы, методы и средства проверки,
испытаний и измерений, термины и определения, показатели качества
продукции и многие нормативы, с которыми сравнивают фактически
получаемые в производстве. Стандарты подразделяются на государ-
ственные (ГОСТ), отраслевые (ОСТ), республиканские (РСТ) и стандар-
ты предприятий (СТП).

В процессе ремонта также должны выполняться требования ПТЭ,
эксплуатационных и противоаварийных циркуляров, информацион-
ных сообщений и писем заводов-изготовителей, если они имеют отно-
шение к данному типу ремонтируемого трансформатора.

К технологической документации относятся документы, разрабо-
танные специализированными конструкторскими и технологическими
организациями отрасли в соответствии с требованиями ЕСКД, ЕСТД и
стандартами на номенклатуру и комплектность технологических
документов, основными из которых являются технологические
инструкции, маршрутные карты, карты технологического процесса,
операционные карты и др.

В процессе подготовки и проведения ремонта трансформатора
используют также чертежи и технологическую документацию, разра-
ботанные ремонтными предприятиями и соответствующие требовани-
ям действующих стандартов (проекты организации ремонта, проекты
реконструкции или модернизации трансформатора, расчетные записки
и чертежи на перемотку обмоток и т.д.).

Наряду с вышеуказанной документацией для обеспечения нормаль-
ной организации, управления, учета и отчетности при планировании и
подготовке ремонта, его проведения и окончания применяют органи-
зационно-распорядительную, техническую и другую документацию:
акты, планы, графики, журналы, протоколы, ведомости и др. Всю
ремонтную документацию выполняют по установленным формам.
4.	РАЗБОРКА ТРАНСФОРМАТОРОВ

Подлежащий капитальному ремонту трансформатор [2, 6, 8] до нача-
ла разборки осматривают и составляют опись дефектов, подлежащих
устранению при ремонте. При внешнем осмотре обращают внимание на
состояние всех наружных составных частей трансформатора. Затем из
трансформатора сливают масло в подготовительную емкость и присту-
пают к разборке трансформатора. Ее начинают, как правило, со снятия
га^оього реле, приборов контроля температуры масла, которые сдают
в соответствующие лаборатории. Разболчивают и снимают предохрани-
тельную трубу, расширитель, привод переключающего устройства,
термосифонныи фильтр, навесные охладители. При этом у мощных
трансформаторов напряжением 35-110 кВ, которые нет возможности
доставить на ремонтную площадку в собранном виде, вводы ПО кВ,
расширитель, предохранительную трубу, охладители, термосифонныи
фильтр снимают на месте установки или у помещения, в котором
планируется проведение ремонта.

Дальнейшую последовательность разборки определяют конструк-
цией трансформатора. Если активная часть механически связана с
крышкой вертикальными шпильками, то, разболтив разъем крышки,
поднимают из бака активную часть и устанавливают на ремонтной
площадке. Затем отсоединяют регулировочные и линейные отводы от
переключателя и вводов, предварительно пронумеровав их и прикре-
пив бирки с соответствующими обозначениями, и снимают вводы и
переключатель. После этого, застропив крышку за специальные коль-
ца, отвинчивают гайки с подъемных шпилек, снимают крышку и
демонтируют шпильки. Если активная часть с крышкой не связана, то
сначала демонтируют установленные на крышке съемные вводы, затем
снимают крышку и устанавливают на подготовленное место.

Активную часть стропят, приподнимают примерно на 150-300 мм,
выдерживают на весу, убеждаются в исправности грузоподъемного
механизма. Затем поднимают и устанавливают активную часть на
специально подготовленную площадку, обеспечивающую сток остат-
ков масла и устойчивое положение активной части на ней. Если в
помещении нет мостового крана или другого грузоподъемного меха-
низма, обеспечивающего перемещение грузов вдоль помещения,
активную часть устанавливают на тележку, перемещаемую вдоль
помещения с помощью электрической лебедки. В трансформаторах со
съемной частью бака "колоколом” после стропки ее поднимают приб-
лизительно на 100 мм, проверяют балансировку и убеждаются в отсут-
ствии касанья с активной частью, затем осторожно поднимают, следя
за положением относительно активном части, и устанавливают на
ремонтной площадке в отведенном месте или при ограниченных
размерах площадки выкатывают на гележке из помещения.

Закончив выемку активной части или снятие ’’колокола”, устанав
ливают вокруг нее временные леса или стеллажи (в зависимости от
габарита трзнсформатора), обеспечивающие удобную и безопасную
работу на активной части.

Затем демонтируют с активной части переключающие устройства
(при их наличии), проводя при этом осмотр их состояния и фиксируя в
акте обнаруженные дефекты, которые устраняют в процессе ремонта
трансформатора (см. £ 8).

Проверяют состояние шихтовки верхнего ярма магнитной системы:
прессовку ярма, размеры зазоров в стыках и нахлестов пластин,
высоту ’’гребешков”, наличие механических повреждений пластин,
состояние заземляющих шинок; делают эскиз их расположения.

При осмотре обмоток и отводов обращают внимание на их общее
состояние: загрязненность, внешние повреждения и деформации;
оценивают состояние изоляции витков наружных обмоток для их
дальнейшего использования; при отсутствии чертежей расположения
отводов делают эскиз из разводки и креплений.

Закончив осмотр и проведя необходимые подготовительные рабо-
ты, приступают к распайке схемы отводов с помощью элекгрических
клещей с угольными электродами или разъединяют места паск меха-
ническим способом (зубилом, рычажными ножницами я т.п.), предва-
рительно сняв изоляции с них на конус ножом.

После распайки схемы несущую конструкцию с отводами снимают
целиком. Если же необходима разборка, то целесообразно сделать
эскиз разбираемого узла несущей конструкции. D процессе разборки
осматривают старые отводы и определяют состояние их изоляции и
крепящих деревянных планск. Отводы и планки, имеющие дефекты,
ремонтируют или заменяют новыми. Демонтированную несущую кон-
струкцию укрывают чехлами и хранят до сборки активной части.

Распрессовку и расшихтовку верхнего ярма магнитной системы
производят после демонтажа отводов и переключающих устройств.
Подготовляют оборудование, приспособления, инструмент и приступа-
ют к распрессспке и расшихтовке верхнего ярма магнитной системы.
Для этого сначала в зависимости от габарита трансформатора приводят
в удобное и безопасное состояние (положение) временные леса или
подмости, установленные ранее вокруг активной части. Затем ослаб-
ляют прессовку обмоток нажимными винтами, снимают с прессующих
колец стальные и изоляционные стаканы. В случае выполнения а-
прессовки обмоток вертикальными шпильками сначала равномерно
отвинчивают гайки стяжных шпилек, прессующих ярмо, а затем,
отвинчивая контргайки и гайки нажимных винтов, распрессовывают
обмотки.

После снятия деталей прессовки обмоток приступают к распрессоэ-
ке верхнего ярма. Для этого ослабляют гайки прессующих шпилек или
бандажей, снимают шинки заземления с крепежным? деталями и
укладывают в ящик, а деревянные планки с верхнего ярма - на
стеллажи. Изоляционные мосты привязывают к верхним ярмовым
балкам. Ослабляют гайки прессующих шпилек или бандажей по всей
длине ярмовых балок. Затем скрепляют верхнее ярмо П-образными
скобами, расставляя их в шахматном порядке по всей поверхности
ярма (у трансформаторов Ш габарита и выше). Полностью отворачива-
ют и снимают гайки с прессующих шпилек и бандажей, снимают сталь-
ные и гетинаксовые шайбы, стальные втулки и изолирующие трубки.
Снимают ярмовые балки, укладывают их на специально отведенное
месю и маркируют надписями ВН и НН.

Установив на стеллажи лесов или на похмостки контейнеры для
укладки пластин электротехнической стали верхнего ярма, приступа-
ют к его росшихтовке,

Расшихтовку начинают с крайних пакетов, соблюдая тот порядок
расположения пластин, в котором они были уложены при сборке ярма
на заводе. Вынимают пластины одновременно с двух сторон, удаляя
шихтовальные скобы (при их наличии) по мере их освобождения. При
расшихтоьке с пластинами необходимо обращаться аккуратно: не
допускать резких перегибов и ударов, не бросать и укладывать в
контейнеры в пакеты высотой 200-300 мм. В процессе расшихтовки
обращаю: внимание на состояние пластин, отмечают механические
повреждения, нарушения лакового покрытия, подгары и определяют
объем работ по их восстановлению. Отмечают место скончания ших-
товки, заложив между пластинами прокладку из электротехнического
картона, а концы стержней стягивают ремнем, веревкой или кипсрной
лентой.

Обмотки трансформаторов I и II габаритов снимают без особых
трудностей: взявшись за низ обмотки, слегка покачивают ее из сторо-
ны в сторону и поднимают. Если обмотка снимается рудно, то приме-
няют, как и у трансформаторов большей мощности, грузоподъемные
механизмы и приспособление для съема обмоток.

Съем обмоток трансформаторов III-IV габаритов производят в такой
последовательности: вворачивают рым-болты в соответствующие
резьбовые отверстии прессующих колец, стропят их. снимают с обмо-
тек и укладывают в специально отведенном месте на деревянные
подкладки. Затем при необходимости снимают изоляцию с верхних
концов обмоток НН (и СН) и отгибают их так, чтобы они не мешали
демонтажу верхней ярмовой изоляции- Снимают верхнюю концевую
изоляцию. После этого приподнимают обмотку ВП на одном из стерж-
ней с помощью деревянных клиньев под столбами дистанционных
прокладок (в трех-четырех местах), устанавливают захваты приспособ-
ления для подъема обмоток соосно со столбами дистанционных про-
кладок, привязывают их к обмотке неревкой и снимают обмотку.
Аналогично снимают обмотку с других фаз.

Затем приступают к съему пофазно обмоток СН (трехфазного) или
НН (двухфазного) трансформатора. Для этого с обмоток демонтируют
изоляционные детали брейки, угловые шайбы, цилиндры), закрепляют
на обмотке кмперной лентой регулировочные отводы, устанавливают
приспособление и снимают обмотку.

Все обмотки тщательно осматривают и в зависимости от их техни-
ческого состояния меняют на новые или же ремонт ируют (см. § 8).

Осмотр магнитной системы начинают с выявления дефектов. Изме-
ряют сопротивление изоляции ярмовых балок и стягивающих деталей
и испытывают приложенным напряжением. Проверяют основные
геометрические размеры магнитной системы. Отклонение оси стержня
от вертикали не должно быть более 1,5 мм на метр высоты, так как
смещения ведут к образованию зазоров в стыках пластин или их
нахлесту при шихтовке верхнего ярма, что вызывает недопустимое
увеличение тока холостого хода трансформатора- Смещение верхних
полок нижних ярмовых балок относительно друг друга не должно
превышать 3 мм для трансформаторов мощностью до 6300 кВ  А,
5 мм - до 10 000 кВ • А и 8 мм - более 10 000 кВ - Л.

По результатам осмотра и испытаний принимают решение о пригод-
ности магнитной системы к последующей сборке трансформатора
после устранения обнаруженных дефектов (см. § 8) или необходимости
ее полной разборки и ремонта.

5.	СБОРКА ТРАНСФОРМАТОРОВ

Сборка трансформаторов [1, 2, 6], особенно их активных частей,
является наиболее сложной и ответственной работой, от качества
выполнения клорои зависит продолжительность работы трансформа-
торов в различных условиях эксплуатации.
Перед сборкой на рабочем месте подготовляют все необходимое для
работы: чертежи, эскизы, технологическую документацию, оборудо-
вание, приспособления, инструменты и материалы.

Сборку начинают с осмотра магнитной системы трансформатора,
которая должна быть отремонтирована, очищена, испытана и продута
сухим сжатым воздухом. Затем осматривают обмотки, убеждаясь
визуально в их исправности, отсутствии посторонних предметов и
механических повреждений изоляции и провода, повреждений и
смещений продольных реек (отклонение реек от вертикали не должно
превышать ± 5 мм); проверяют осевой размер обмотки, правильность
внутреннего и наружного диаметров, соответствие обмоток чертежу.
При наличии бакелитового цилиндра внутри обмотки проверяют
диаметр обмотки по цилиндру, отсутствие трещин и расслоений ци-
линдра.

Дистанционные прокладки должны быть правильно и равномерно
расположены по окружности и высоте.

Электрическими испытаниями проверяют отсутствие обрывов и
замыканий между витками и параллельными проводами обмоток, при
этом обмотки должны быть в запрессованном состоянии. Если обмотки
длительное время находились на хранении в неотапливаемом помеще-
нии, то перед распрессовкой и насадкой на стрежни магнитной систе-
мы их необходимо просушить.

Насадку обмоток в трансформаторах любой мощности начинают с
укладки нижней концевой изоляции (уравнительной и ярмовой) на
верхние полки нижних ярмовых балок и нижнее ярмо. При укладке
необходимо следить за совпадением осей смежных прокладок уравни-
тельной и ярмовой изоляции (смещение прокладок относительно друг
друга должно быть не более 6 мм для трансформаторов мощностью до
6300 кВ * А и 10 мм - свыше 6300 кВ - А), а также за правильным распо-
ложением вырезов в них и совпадением осей прокладок изоляции и
стержней магнитной системы. Так как конструктивное исполнение
деталей уравнительной и ярмовой изоляции имеет отличие в зависи-
мости от мощности и класса напряжения трансформатора, их укладку
производят в соответствии с чертежом или эскизом, составленным при
разборке активной части. В трансформаторах I—II габаритов обмотки
НН, насаживаемые первыми на стержень, имеют, как правило, жесткие
бумажно-бакелитовые цилиндры. Их насадка не представляет особой
сложности и не требует значительных подготовительных работ. В
трансформаторах мощностью 250-6300 кВ • А применяют и цилиндри-
ческие и катушечные обмотки НН и ВН, что влияет на сборочные
операции. Особенно это влияние сказывается в трансформаторах
классов напряжения 35 и ПО кВ, поэтому ниже излагается последова-
тельность операции по сборке активной части больших трансформато-
ров с учетом особенностей в конструкции главной изоляции.

После укладки нижней изолинии приступают к намотке цилиндра.
Пластины из электротехнического картона устанавливают на стержень
магнитной системы так, чтобы их концы перекрывали друг друга
внахлест при толщине электротехнического картона 1,5-2 мм на
85-115 мм, перекрытия пластин должны располагаться в полях между
вертикальными рейками (стержнями). В процессе намотки пластины
уплотняют ударами деревянных молотков, чтобы цилиндр был намо-
тан плотно.

После окончания намотки цилиндра верхний слой закрепляют
бандажами из киперной ленты шагом 400-500 мм. Узлы бандажа
располагают между рейками. Проверяют толщину, высоту и наружный
диаметр цилиндра. Чтобы цилиндр плотно прилегал к стержню и его
диаметр не превышал внутреннего диаметра насаживаемой обмотки,
иногда дополнительно стягивают цилиндр хлопчатобумажной верев-
кой с помощью специальной лебедки и закрепляют в нескольких
местах кипернои лентой, а веревку затем снимают.

Аналогично устанавливают и наматывают цилиндры на остальные
стержни магнитной системы.

Затем стропят приспособление для насадки обмоток и устанавлива-
ют его на обмотку (рис. 14). При
этом опорная часть захвата
приспособления не должна
выступать за опорные кольца об-
мотки, но в то же время должна
обеспечивать опору не менее
3/4 ширины опорного кольца об-
мотки. Захваты располагают стро-
го по столбам дистанционных
прокладок обмоток и привязыва-
ют к обмотке веревкой. Обруба-

Рис. 14. Крепление к обмотке приспособле-
ния для ее съема и насаххк:

I — лапа; 2 — опорное кольцо; 3 —
обмотка; 4 — тяга; 5 - веревка; 6 — травер-
са; 7 — стержень; £ — опорная изоляция;
9 - нижнее ярмо
ют верхние и нижние концы реек согласно чертежу обмотки, а при его
отсутствии рейки обрубают в верхнее части обмотки на 20—25 мм ниже
верхнего торца опорного кольца (на уменьшение осевого размера
обмотки после сушки). Затем обмотку поднимают, продувают сухим
сжатым воздухом, поверхность внутренних реек натирают парафином
для лучшего скольжения обмотки при насадке. Обмотку подводят к
стержню магнитно! системы и производят центровку так, чтобы ось
обмотки совпадала с осью стержня, а начало и конец обмотки распо-
лагались в соответствии с эскизом или чертежом. Верхнюю часть
стержня и цилиндра временно обертывают полосами электротехничес-
кого картона толщиной 0,5- 1 мм для предотвращения повреждения
изоляции витков обмотки. После насадки обмотки на 40-7U мм на
стержнеь электротехнический картон удаляют и продолжают насадку,
следя за тем, чтобы концы обмоток располагались согласно первона-
чальному состоянию. Обмотка должна опускаться под собственной
тяжестью, применение дополнительного груза не рекомендуется. Не
доводя обмотку до ярмовой изоляции на 100-150 мм, насадку прекра-
щают и устанавливают под обмотку напротив столбов дистанционных
прокладок специальные приспособления или подпорки (3-6 шт. в
зависимости от массы и габаритов обмотки) для последующего плавно-
го опускания обмотки, расположив их равномерно по окружности.
Затем опускают обмотку на временные опорные подпорки и снимают
приспособление для насадки обмоток. Параллельные провода нижнего
конца обмотки осматривают, выгибают, рихтуют, изолируют лако-
тканью, крепированной или кабельной бумагой вполупсрекрытие и
одним слоем тафтяной ленты. Удаляя временные приспособления или
подпорки, ссаживают обмотку до ярмовой изоляции.

Рейки столбов прокладок обмотки должны совпадать с прокладка-
ми ярмовог и уравнительной изоляции, а отклонение не должно быть
более 10 мм. Насадка обмотки должна быть плотной. На остальные
стержни магнитной системы обмотки НН устанавливают аналогично.

Закончив насадку внутренних обмоток на стержни магнитной
системы, приступают к радиальной их расклиновке круглыми, как
правило, деревянными клиньями, располагая их напротив внутренних
реек обмотки так, чтобы они не закрывали охлаждающих каналов в
стержнях. В трансформаторах с бесшпилечнол магнитной системой
фасонные ппанки и круглые клинья устанавливают на стержни до
намотки цилиндров. В трансформаторах I-II габаритов при раздельной
установке цилиндрических обмоток НИ и ВН расклиновку начинают с
того, что в канал между обмотками НН и ВН устанавливают картонные
пробочки длиной во всю высоту к мотки, вставляют в них натертые
парафином рейки и забивают их поочередно в перекрестном порядке
молотком. Затем расклинивают обмотки НН относительно стержней.

После насадки и обработки обмоток НН переходят к намотке
цилиндров под обмотки СН или ВН. Если обмотка ВН класса напряже-
ния 35 кВ, то между ней и обмоткой НН наматывают один цилиндр
необходимой толщины и производят установку наружной обмотки в
соответствии с изложенными выше указаниями. Если обмотка ВН
класса напряжения 710 кВ, то.ее установку производят в такой после-
довательности.

На внутреннюю обмотку наматывают цилиндр, размер и толщина
которого определены чертежом или эскизом. При намотке следят за
тем, чтобы стыки пластин электротехнического картона не приходи-
лись на линию прокладок внутренней обмотки. Намотав и закрепив
цилиндры на всех трех стержнях, проверяют их наружные диаметры.
Затем устанавливают вертикальные рейки под бандаж из киперной
ленты совмещая их с прокладками концевой изоляции и осью столбов
прокладок обмотки. Накладывают бандажи из киперной ленты на
реики вразгонку и наматывают второй цилиндр. После этого проверя-
ют диаметр по рейкам и цилиндру и приступают к установке нижней
изоляции обмотки ВН (угловых шайб), которую ведут в соответствии с
чертежом или эскизом установки изоляции и обмоток. Угловые шайбы
осаживают до нижней изоляции, равномерно вращая их на цилиндре.
Перед установкой поверхность цилиндра и углогой шайбы со стороны
внутреннего диаметра для лучшего скольжения натирают парафином.

Подготовку и насадку обмоток ВН производят так же, как и обмо-
ток НН (или СН). При подъеме обмотки на опорные части захватов
необходимо положить полосы из электротехнического картона толщи-
ной 0,5-1 мм. При насадке следят, чтобы концы обмоток ВН были
направлены в нужную сторону, регулировочные отводы были располо-
жены согласно чертежу или эскизу, линии прокладок обмоток совпа-
дали с прокладками ярмовой и уравнительном изоляции.

Раскладывают параллельные провода верхних концов обмоъ.м и
обрабатывают (подготовляют) аналогично нижним концам обмотки
НН. Устанавливаю! детали главной изоляции (рис. 15): верхние угло-
вые шайбы, между фазные перегородки, а затем укладывают верхнюю
концевую изоляцию на обмотки. Проверяют правильность укладки
изоляции, совпадение столбов прокладок изоляции и обмоток в
радиальном и вертикальном направлениях.

После проведенной проверки подготовляют к установке на обмотки
прессующие кольца. Их протирают чистой ветошью. Р трансформаторах
небольших мощностей прессующие кольца укладывают вручную, а
Ярно (верхнее)

Ярмо (ни ж нее)

Рис. 15. Главная изоляция трансформатора класса напря> сния ПО кВ:

1 — прессующее кольцо; 2 — ярмовая изоляция; 3 — барьер; 4 — цилиндр; 5 — угловат
шайба; 6 — нишадя опорнI я изол тмя

больших мощностей - с помощью грузоподъемного механизма. При
установке прессующих колец необходимо следить за положением
прорези в кольце относительно обмотки: прорезь должна располагать-
ся всегда между определенными прокладками ярмовой изоляции.
После установки прессующие кольца не должны быть выше стыка
пластин ярма и стержня, иначе невозможно будет зашихтовать ярмо.
Если же это имеет место, то необходимо разными способами подпрес-
совагь обметки до необходимого размера. У трансформаторов боль-
ших мощностей обмотки подпрессовывают с помощью временных
балок и стяжных шпилек, которые снимают после окончания шихтов-
ки, или же проводят подсушку обмоток, используя горячий воздух от
воздуходувки с закрытыми нагревательными элементами, установки
типа ’Суховей”, нагрев индукционным способом в собственном баке и
др. Затем между прессующими кольцами и стержнями укладывают
плотно жгуты из крепированной или кабельной бумаги для предохра-
нения от попадания в канал посторонних предметов и т.п.

Шихтовку и прессовку верхнего ярма выполняют после насадки
обмоток. На подмостки или стеллажи лесов устанавливают контейне-
ры с пластинами электротехнической стали ярма. Начинают шихтовку
нейтрального пакета с того места, откуда были вынуты последние
пластины при расшихтовке и ведут ее одновременно с двух сторон
Рис. 16. Шихтовка верхнего ярм трансфор-
матора:

1 — пластины верхнего ярма; 2 — П-обраэ-
ные скобы; 3 — обмотки

ярма в строгом соответствии со
схемой, принятой до расшихтовки.
В процессе шихтовки следят за тем,
чтобы не было нахлеста пластин в

местах стыков со стержнями, зазо-
ры в стыках не превышали 1,5 мм.
Пластины, выступающие в виде
’’гребешков осаживают легкими
ударами по торцу через проклад-
ке из электротехнического картона
или фибры. Допускается наличие зазоров и "гребешков” до 2 мм, если
их количество не превышает 5 общего количества стыков. Отверстия
в пластинах ярма и стержней (в трансформаторах со шпилечной конст-
рукцией! магнитной системы) ровняют деревянными оправками или
бакелитовыми трубками. В процессе шихтовки верхнего ярма магнит-
ных систем трансформаторов мощностью 2500 кВ • А и более пластины
стягивают временно шихтовальными скобами (рис. 16), располагая их
равномерно по длине ярма в шахматном порядке Шихтовку ярма
пластинами с косыми стыками следует проводить с большим внима-

нием и аккуратностью.

После окончания шихтовки и выравнивания всех пластин уста-
навливают с обеих сторон верхнего ярма мосты из электротехническо-
го картона, прикрепляют их к стали шихтовальными скобами или
привязывают киперной лентой. Затем укладывают прокладка на
прессующие кольца для фиксации ярмовых балок относительно
верхнего ярма. Засгропив ярмовую балку, осматривают ее, протирают
и \станавливают на верхнем ярме. Аналогично устанавливают вторую
ярмовую балку. При установке ярмовые балки насаживают на верти-
кальные стяжные шпильки, если они /сть, и скрепляют через отвер-
стия на концах временными шпильками ли устанавливают техноло-
гические шпильки в отверстия на краях ярмовых балок и подпресс о-
вывают верхнее ярмо Ярма бесшпилечнсй магнитной системы стяги-
вают вне пиши шпилька ми и полубандажами
В зависимости от конструкции элементов стяжки верхнего ярма
устанавливают детали клиновых устройств и узлов замковых соеди-
нении ярмовых балок с вертикальными стяжными пластинами стерж-
ней, Устанавливают две-три технологические шпильки, с помощью
которых затем подпрессовыв ;ют верхнее ярмо, осаживают пластины
ярма и устанавливают шинки заземления на верхнем ярме, 1ля этого
следует вставить два шихтовальных ножа с одной стороны пластины
ярма на расстоянии 50-70 мм друг от друга и в образовавшуюся щель
установить шинку заземления, после чего ножи снять.

Окончательно равномерно запрессовывают верхнее ярмо до необхо-
димого размера, меняя в процессе запрессовки временные шпильки на
постоянные и проверяют достаточность затяжки. Затем монтируют
устройство, прессующее обмотки: пяты, коробки из электротехничес-
кого картона или текстолитовые подпятники. В трансформаторах с
вертикальными шпильками устанавливают их на прежние места.

Обмотки опрессовывают одновременно диаметрально противопо-
ложными прессующими винтами или шпильками согласно рабочему
чертежу и затягивают контргайки.

Затем проверяют мегаомметром 2500 В изоляцию нижних и верхних
ярмовых балок от ярм а также изоляцию стяжных шпилек (полубан-
дажей) в ярмах и прессующего устройства обмоток.

После этого присоединяют ленты заземления прессующих колец и
верхнего ярма к ярмовым балкам. Защищают концы обмоток от изоля-
ции для предварительных испытаний активной части. После этого
активную часть продувают сухим сжатым воздухом, убирают ранее
уложенные бумажные жгуты между прессующими кольцами и стержня-
ми магнитной системы и производят промежуточные испытания по
установленной программе.

Окончательную сборку активной части начинают с того, что на
активную часть устанавливают переключающие устройства, несущую
конструкцию с отводами и начинают подготовку отводов к пайке. В
зависимости от состояния отводы частично или полностью переизоли-
руют, а при необходимости заменяют новыми. Проверяют деревянные
крепления отводов и крепежные изделия (шпильки, ганки), заменяют
изоляцию в местах перехода отводов через планки. Все отводы долж-
ны быть плотно, без перекосов, зажаты в креплениях. При ослаблении
крепления на отводы необходимо подмотать кабельную бумагу или
электротехнически? картон толщиной U.S мм, а крепления плотно
затянуть.

Затем выгибают концы обмоток по чертежу или эскизу, зачищают в
местах предстоящей п шки и обрезают лишнюю длину проводов. С
Рис. 17. Изолировка мест паек:

I — конец отвода; 2 — изоляция конца отвода, срезанная на конус; 3 — изоляция лента
ми лакоткани (кабельной бумш и); 4 - тафтяная лента; 5 - место спая; 6 - проводник (о -
толщина изоляции отвода на одну сторону I

конца каждого провода (если их несколько) удаляют изоляцию на
длине 40-100 м в зависимости от сечения провода обмотки, а общую
изоляцию срезают на конус на длине, равной десятикратной ее толщи-
не (рис. 17). Концы обмоток подгоняют к соответствующим отводам,
зачищают, временно связывают мягкой медной проволокой и собира-
ют временную схему соединения обмоток для проведения промежу-
точных испытании активной части, чтобы убедиться в ее исправности и
правильности сборки схемы. При положительных результатах испыта-
ний приступают к пайке мест соединений. Для этого на проводники
вблизи мест паек накладывают мокрый асбестовый шнур или картон
для предохранения изоляции от обугливания, обмотки и другие
детали активной части ограждают листами асбеста или асботкани и
затем производят паечные работы.

Для надежного механического или электрического соединения
токоведущих частей в зависимости от материала провода обмоток и
отводов применяют электроконтактную пайку меди твердыми припоя-
ми (меднсфосфористым или серебряным) без флюса; электроконтакт-
ную пайку алюминия с алюминием и с медью с применением алюми-
ниевой присадки и флюса: сварку алюминия, меди и алюминия с
медью угольным электродом с применением присадок, припоев и
флюсов; аргонодуговую сварку алюминия; сварку алюминия с алюми-
нием и с медью на газовых или автогенных горелках; пайку меди
мягкими припоями с канифолью с помощью паяльной лампы; холод-
ную сварку алюминия с алюминием, мели с медью и алюминия с медью
специальными клещами и машинами серии 'ЧСХС, ручными сварочны-
ми клещами КС-6.

Существует много технической литературы по технологии пайки и
сварки, поэтому здесь она не описывается.

Закончив паечные работы, места паек зачищают от ззусенпев,
неровностей и налль|вов припоя Острые углы скругляют (радиус
скругления 3 мм I, с проводов тщательно удаляют все следы обуглив-
шейся изоляции и асбеста. Внимательно проверяют целостность изоля-
ции вблизи места пайки, качество зачистки места пайки, размеры и
качество пайки Прожоги и подгары изоляции при пайке не допуска-
ются.

Затем сварные и паяные соединения в зависимости от их местона-
хождения в трансформаторе и класса напряжения обмоток изолируют
на различную толщину ленточными изоляционными материалами:
кабельной или крепированной бумагой, лакотканью, киперной пли
тафтяной лентой. Все это определяется расчетной запиской, чертежа-
ми и другой документацией.

Изолирование производят двумя полосами (лентами) вместе, не
допуская образования просветов, пустот и воздушных прослоек,
особенно на изгибах и переходах. Изоляция должна быть наложена
плотно, для чего слои изоляции обжимают и подтягивают рукой в
направлении изолирования, прижимая их к предыдущим слоям,
строго соблюдая полуперекрытие. Затем заизолированные места паек
бандажируют одним слоем тафтяной ленты и покрывают лаком ГФ-95.
Места паек отводов НН и сами отводы, которые не требуется изолиро-
вать. окрашивают маслостойкой эмалью.

После папки и изолировки устанавливают на место ранее снятые
деревянные планки и отводы плотно зажимают в них. Проверяют
изоляционные расстояния отводов от обмоток, заземленных частей
активной части, бака, между отводами. Активную часть продувают
сухим сжатым воздухом, готовят к сушке и производят ее по техноло-
гии. описанной в § 7. После сушки активном части приступают к ее ус-
тановке в бак и последующей сборке трансформатора. В зависимости
от того, как активная часть конструктивно связана с крышкой транс-
форматора, ее установка в бак имеет свои особенности.

В трансформаторах, активная часть которых соединена вертикаль-
ными шпильками с крышкой, установку ее в бак выполняют в такой
последовательности. Протирают ветошью опорные планки остова.
Затем стропят скомплектованную крышку, проверяют чистоту ее
наружно-г и внутренней поверхностей, чистоту изоляторов и, опреде-
лив стороны НН и ВН, устанавливают крышку на активную часть,
направляя отводы с запаянными шпильками в изоляторы. После этого
осторожно протягивают отводы в изоляторы и приступают к закрепле-
нию крышки на активной части, завинчивая крепежные гайки. От
самоотвинчивания ганки предохраняют контргайками. Проверяют
правильность установки и крепления крышки на активной части и
затем присоединяют отводы к » 1 одам. Подготовленную активную
Рис. 18. Герметизация бака маслостойкой резиновой прокладкой:

а — стык прокладки; б — установка прокладки; 1 — стенка бака; 2 — крышка Кдка; 3 —
ограничитель из стальной проволоки; 4 — прокладка; 5 — болт: 6 — рама бака

часть поднимают, устанавливают над баком трансформатора, убежда-
ются в правильной ее ориентировке к баку по сторонам НН и ВН и
опускают в бак.

Опускание активной части производят осторожно, не допуская
трения или касания стенок бака со шпильками отводов и токоведущи-
ми частями активной части. Совмещают отверстия в раме бака и
крышки специальными оправками, предварительно приклеив резино-
вым клеем к раме бака резиновые прокладки. При разделе стыков
резиновые прокладок концы на длине 60-70 мм срезают на конус
(рис. 18). Середину стыка располагают напротив одного из болтов.
Опустив активную часть в бак, вставляют болты в совмещенные
отверстия крышки и разъема бака и проводят заболчивание бака
одновременно с двух сторон, начиная с середины периметра разъема.
Затяжку можно считать нормальной, когда прокладка зажата до 2/3
первоначальной толщины.

В трансформаторах, активная часть которых не связана с крышкой,
сначала стропят активную часть, приподнимают на 150-300 мм, щ оти-
рают чистой ветошью опорные планки, установленные в нижней части
нижнего ярма магнитной системы, и опускают ее в бак, соблюдая те же
меры предосторожности, котор >!е описаны выше. Затем стропят ск м
плектованную крышку и опускают ее на бак, соблюдая последователь-
ность технологических операций, описанные выше.

В трансформаторах, имеющих съемную часть бака ’‘колокол”, ее
стропят и устанавливают на активную часть (на поддон бака), предва-
рительно приклеив кл/ем на разъем бака резш овую прокладку.
Совместив отверстия в раме поддона бака и съемной части бака,
заболчивают бак по периметру.

Затем устанавлиЕают вводы НН. Разъемные вводы сначала комп-
лектуют, осматривают и протирают спиртом поверхность фарфоровых
изоляторов. Вводы подсоединяют к отводам в зависимости от типа
ввода (в баке или вне бака), при пом подсоединения гибких отводов
должны быть без натягов. После этого осматривают вводы ВН и уста-
навливают их на трансформатор.

При ремонте трансформаторов напряжением до ПО кВ включитель-
но заливка масла в траснформатор производится, как правило, без
вакуумирования, поэтому после установки вводов приступают к
последующей сборке трансформатора. Устанавливают расширитель,
выхлопную трубуя газоотводной трубопровод и другие составные
части. Расширитель должен быть оборудован маслоуказателем и
воздухоочистителем. Затем собирают схему заливки трансформатора
маслом и присоединяют маслопровод к запорному вентилю, располо-
женному в нижней части бака. Для подачи масла в схеме заливки
целесообразно использовать маслоочистительные установки. Подго-
товив схему, включают маслонасос или маслоочистительную установ-
ку и подают масло в трансформатор со скоростью не более 3 т/ч до
достижения требуемого уровня в расширителе. Затем открывают
воздухоспускные пробки в верхней части охладителей или радиато-
ров, коробок НН, вводов 6-35 кВ, установок трансформаторов тока,
патрубков вводов и т.п. и выпускают скопившийся в трансформаторе
воздух. Через 12 ч отстоя масла снова проверяют отсутствие воздуха в
баке. Если после выпуска воздуха уровень масла в расширителе
понизился ниже требуемого, производят доливку масла через предназ-
наченный для этого патрубок, расположенный в верхней части бака,
либо на расширителе. Отбирают пробы масла из бака трансформатора
на сокращенный химический анализ.

Затем производят испытание бака трансформатора на герметичность
и выполняют приемо-сдаточные испытания трансформатора.
6.	ОСОБЕННОСТИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 кВ С УСТРОЙСТ-
ВАМИ РПН

Капитальны? ремонт трансформаторов напряжением 110 кВ с
устройствами РПН имеет некоторые особенности по сравнению с
ремонтом аналогичных трансформаторов с устройствами ПЕВ. Особен-
ности имеют место в основном при выполнении отдельных технологи-
ческих операции при разборке трансформатора, насадке обмоток,
сборке отводов, сушке активной части и сборке трансформатора, так
как переключающие устройства РПН отличаются не только конструк-
цией. но и местом устновки в трансформаторе: резисторные переклю-
чающие устройства размещают с терца активной части (погружные) и у
стенки бака трансформатора (приставные); избиратели реакторных
переключающих устройств - на верхнем ярме трансформатора.

7рансфору‘агоры с реакторными переключающими устройствами.
После вскрытия трансформатора и установки активной части на
ремонтной площадке отсоединяют отводы, демонтируют избиратель и
реактор. При сборке активной части избиратель поднимают грузо-
подъемным механизмом за подъемные кольца и ставят на верхние
ярмовые балки. Показателем правильной установки (без перекосов)
является свободное (от руки) вращение вала избирателя. Монтаж
отводов производят по чертежам или эскизам, сделанным во время
разборки. Присоединение отводов к избирателю производят также по
чертежам или эскизам, при этом способ присоединения отвода к
неподвижному контакту избирателя зависит от конструкции наконеч-
ника отвода: наконечник с отверстием в которое нходит контактный
стержень избирателя или наконечник в виде контактной пластины,
соединяемой затем с шиной избирателя Отводы с регулировочными
ответвлениями обмоток соединяют электропаикой. Технологический
процесс сушки активной части описан в § 7.

При ремонте трансформаторов с переключающими устройствами
типа ГИТ-13, РНТ48 и РНТ-20 персоналом в процессе сборки трансфор
матора часто допускаются типичные ошибки: неправильное присоеди-
нение отводов реактора и избирателя к проходным болтам панели
контакторов; неточное или неправильное сочленение лементов меха-
нической передачи переключающего устройства - избирателя, контак-
тора и приводного механизма между соб эй. ли ошибки нарушают
нормальную последовательность работы контактора и избирателя и
приводят к аварии зрансфэрмагора.
Для исключения ошибок в период ремонта трансформаторов выпол-
няют следующие работы.

До подъема верхней части бака или активной части переключающее
устройство устанавливают на первую ступень регулирования (пер зое
положение указателя положений в приводном механизме). Проверяют
и делают эскиз расположения заводских контрольных рисок, нанесен-
ных на детали переключающего устройства.

У переключающего устройства РИТ-13 заводские контрольные риски
нанесены при нахождении избирателя в пятом положении на следую-
щих деталях: на нижней бобышке станины кулака контакторов и на
муфте для сцепления контактора с валом сальника, проходящего
сквозь днище бака контакторов; на муфте шарнира избирателя и на
передней гетинаксовой плите избирателя. При нахождении подвиж-
ных контакторов избирателя на пятой ступени указ .ели положений
должны быть на цифре 5, а рукоятка для ручного привода должна
располагаться вертикально ручкой вниз, в противном случае необхо-
димо отрегулировать указанное положение нониусом, расположенным
на вертикальном валу.

У переключающего устройства РНТ-18 контрольные риски нанесены
при нахождении избирателя в первом рабочем положении и находятся
на следующих деталях: на нониусной муфте вертикального вала,
соединяющего привод с контактором: на нониусной муфте горизон-
тального пала, соединяющего избиратель с контактерами: на опорном
кольце вертикального вала контактора и на коробке конических
шестерен, через которую он проходит; на главном вертикальном валу
приводного механизм., и на бобышке верхнего подшипника главного
вертикального вала.

У переключающего устройства РНТ-20 контрольные риски нанесены
пр: । нахождении избирателя в первом рабочем положении и находят-
ся на следующих деталях: на нониусной муфте вертикального вала; на
нониусной муфте вертикального вала контактора и на бобышке под-
шипника; на Ообышке станины конических шестерен и на выступаю
щем конце вала контактора: на нониусной муфте горизонтального
соединительного вала; на ведущем валу и бобышке подшипника
конических шестерен; на поводке и на зубе промежуточной мальтийс-
кой шестерни избирателя.

После установки верхней части бака или активной части в бак
производят сочленение валов избирателя, контактора и приводного
механизма в соответствии с приведенными выше указаниями. При
этом обращают также внимание ла соответствие положения подвиж-
ных контактов избирателя (они должны быть расположены на первом
подвижном стержне), цифрового указателя положений контактора
(расположен на опорном кольце горизонтального вала контактора,
находящегося в баке контакторов) и приводного механизма. Все
элементы должны занимать первое положение.

При наличии отклонений от первоначального состояния (до разбор-
ки трансформатора) выясняют причины и приводят элементы переклю-
чающего устройства в необходимое положение. Затем присоединяют
отводы избирателя и реактора к проходным болтам панели контакто-
ров в соответствии с ранее сделанными маркировкой и эскизом,
проворачивают механизм вручную от первого до последнего рабочего
положения. При правильном сопряжении всех элементов рукоятка
ручного привода должна быть расположена вертикально ручкой вниз,
а указатели положений иметь одинаковое цифровое обозначение на
всех положениях РПН.

Для проверки отсутствия разрывов цепи при переключениях изме-
рение коэффициента трансформации и сопротивление обмоток пос-
тоянному току производят без отключения питания при переходе с
одного положения переключающего устройства на другое.

Для окончательной проверки правильности работы устройства РПН
снимают круговую (линейную) диаграмму.

Ремонт составных частей переключающих устройств описан в § 9.

Трансформаторы с резисторными переключающими устройствами.
Конструкция резисторных переключающих устройств значительно
сложнее устройств с токоограничивающим реактором.

Демонтаж переключающего устройства с трансформатора зависит от
его конструкции и места установки. Демонтаж приставных переключа-
ющих устройств ЗРНОА начинают с отсоединения гибких кабелей
отводов избирателя от токоведущих шпилек проходных изоляторов
изоляционной плиты. Устанавливают заглушки. Бак переключающего
устройства заполняют маслом и устанавливают на крышке расшири-
тель. В трансформаторах с переключающим устройством PC погружно-
го типа его снимают до подъема активной части. Перед этим через
люки в стенке бака отсоединяют все отводы от избирателя, предызби-
рателя и контактора, отвинчивают шпильки, крепящие несущий
фланец переключающего устройства к фланцу на крышке (съемной
части бака) трансформатора, и снимают металлический пояс, с по-
мощью которого нижняя часть избирателя крепится в разрезном
цилиндре. Затем переключающее устройство демонтируют, опускают в
специальный бак и зало; няют сухим трансформаторным маслом.

При сборке активной части установку изоляции и насадку обмоток
производят по технологии, описанной в § 5; у трансформаторов, регу-
лировочная обмотка которых выполнена самостоятельно, перед ее
насадкой на внутреннюю обмотку устанавливают изоляцию в соответ-
ствии с чертежом или эскизом.

При реконструкции или модернизации трансформатора по мере
необходимости при технической возможности встраивают переклю-
чающее устройство типа PC. Большой объем работ при этом составляют
подготовка и сборка регулировочных отводов, изготовляемых из
провода ПБОТ. Сборку конструктивной схемь отводов начинают с
установки макета избирателя и вертикальных планок несущей конст-
рукции отводов. Регулировочные отводы от каждой фазы обмотки
собирают в пучок и зажимают накладными планками. Контактные
пластины отводов соединяют с неподвижными контактами макета,
после чего накладывают на отводы дополнительную изоляцию из
электротехнического картона до толщины 3-4 мм и окончательно
зажимают их в их анках. Второй конец каждого отвода подводят к
регулировочным ответвлениям обмоток, отрезают лишнюю длину,
снимают изоляцию и соединяют электронайкои.

Технологический процесс сушки активной части осуществляют
ссгласно табл. 2, 3. Если сушка производилась без переключающего
устройства погружного типа, то его устанавливают на активную часть
в период ее отделки: снимают макет (если он быг установлен), привя-
зывают кипервой лентой регулировочные отводы к крепежным план-
кам и грузоподъемным механизмом устанавливают переключающее
устройство на активную часть. Далее в соответствии с маркировкой
подсоединяют отводы к зажимам избирателя.

Дальнейшие работы по сборке трансформатора описаны в § 5.

7.	ОСОБЕННОСТИ РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРОВ С НАВИТЫМИ
(ЛЕНТОЧНЫМИ) МАГНИТНЫМИ СИСТЕМАМИ

Так как ленточные магнитные системы неразъемны, то обмотки
заранее не изготовляют в отличие ст обмоток трансформаторов с
шихтованными магнитными системами, а наматывают непосредствен-
но на стержни магнитной системы с помощью специальных станков.

Работы по разборке наружных составных частей трансформатора
мало стличаются от аналогичных работ для трансформаторов с шихто-
ванными магнитными системами.

Разборку активной части (рис. 19) начинают с демонтажа переключа-
теля отводов и деталей их крепления. Затем освобождают стягиваю-
Рис. 19. Активная часть трансформатора с навитом магнитной системой

щие шпильки / и снимают верхнюю раму 2 с центральным прижимом и
изоляционные прокладки 4. Грузоподъемным механизмом магнитную
систему 3 с обмотками 5 снимают с нижней рамы 6 и устанавливают на
подставку. Выбивают с помощью молотка и деревянной выколотки
расклинивающие деревянные распорки 7 из зазоров между стержнями
магнитной системы и обмотками, подлежащими размотке. Затем
магнитную систему с обмотками поворачивают в горизонтальное
положение и устанавливают на деревянные подкладки, расположен-
ные у перемоточного станка. После этого срезают и снимают с обмотки
ВН бумажные и хлопчатобумажные бандажи, освобождают конец
провода обмотки, который протягивают к перемоточному станку и
закрепляют на барабане, и начинают разматывать обмотки. Аналогич-
но разматывают обмотку НН. Новые обмотки наматывают (вматывают)
на стержни магнитной системы по чертежам завода-изготовителя или
ремонтные предприятия на специальном станке (рис. 20). Для намотки
обмоток магнитную систему 1 устанавливают на станок в зажимы 2
механизма фиксации и закрепляют. После этого его поднимают и
вводят верхним стержнем в пазы зубчатых колес 3 механизма намот-
ки. Устанавливают составную намоточную оправку 4 в гнезда зубча-
тых колес и вставки 5 в пазы зубчатых колес. После установки намо-
точной оправки проверяют равномерность зазора между стержнем
магнитной системы и внутренней поверхностью намоточной оправки и
при необходимости ее центруют. Далее производят намотку обмоток
НН и ВН. Концы обмоток выводят через специальное окно во вставке
Рис. 20. Схема установки навитой магнитной системы нэ станок для намотки обмоток

зубчатого колеса. По окончании намотки обмоток магнитную систему
опускают вниз, поворачивают на 120* вокруг горизонтальной оси и из
обмотки извлекают составную намоточную оправку. Аналогично
наматывают обмотки на другие стержни магнитной системы, после
чего ее с обмотками снимают со станка.

Сборку активной части производят в порядке, обратном разборке.

Работы по ремонту отдельных составных частей трансформатора
почти такие же, как для всех отечественных масляных трансформато-
ров I—II габаритов и не представляют каких-либо затруднений при их
выполнении.

Описанная технология предусматривает централизацию ремонта на
производственных базах ремонтных предприятий, оснащенных специ-
альным оборудованием.

8.	СУШКА ТРАНСФОРМАТОРОВ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Сушка активных частей трансформаторов [5, 7, 9] может произво-
диться различными способами: с маслом и без масла; с вакуумом и без
вакуума^ в сушильных шкафах или печах; в специальных камерах и в
собственном баке.

В условиях эксплуатации, особенно при выполнении разовых
ремонтов трансформаторов, строить специальные сушильные шкафы
или камеры сложно и экономически не всегда целесообразно. Поэтому
при выборе способа сушки следует исходить из имеющихся производ-
ственных и технических возможностей, мощности и класса напряже-
ния трансформатора. Как показала практика, при разовых ремонтах
трансформаторов напряжением до 110 кВ и мощностью до 80 МВ * А в
условиях эксплуатации наиболее распространенной является сушка
активных частей трансформаторов в собственном баке. При этом в
зависимости от мощности и класса напряжения трансформатора сушку
производят: циркуляцией сухого горячего масла, нагреваемого закры-
тыми нагревательными устройствами типа ГЭН; горячим воздухом от
современных пожаробезопасных воздуходувок или установок типа
’’Суховей”; низкотемпературной подсушкой изоляции трансформато-
ров (вымораживанием в специальной ловушке выделяющихся из
изоляции водяных паров); с использованием установок типа ’’Иней”
или ’’Литое”; способом индукционных потерь в стенках бака, который
является наиболее простым, доступным и распространенным в ремонт
нои практике.

Трансформаторы напряжением до 110 кВ включительно в условиях
эксплуатации сушат, как правило, без вакуума, так как баки большин-
ства таких I рансформаторов не рассчитаны на полный вакуум и не
всегда есть в наличии вакуумные установки. К тому же сушка при
неполном вакууме по сравнению с сушкой без вакуума значительного
эффекта не дает.

Сушка активной части трансформатора индукционным способом в
собственном б лке без вакуума. Перед сушкой бак устанавливают на
металлическую раму или каретки с наклоном 2% в сторону маслослив-
ного отверстия в дне бака, удаляют остатки масла со дна бака и выти-
рают насухо. Утепляют бак или съемную часть бака ’’колокол” листо-
вым асбестом, асбестовым полотном или другим теплостойким и
пожаробезопасным материалом. Общая толщина теплоизоляции
должна быть при отрицательных температурах окружающей среды не
менее 15 мм. а при положительных - не менее 10 мм. Затем на бак
наматывают индукционную (намагничивающую) обмотку, желатель-
но из изолированного провода. Если* применяют голый провод, то
сначала на утепленные стенки бака устанавливают шиферные или
деревянные, пропитанные огнестойким составом, планки и к ним
крепя: провод, деревянные планки могут быть с вырезами под про-
вод. Навесные охладители перед намоткой обмотки демонтируют.
Обмотка может быть однофазной или трехфазной (рис. 21) в зависи
мости от мощности трансформатора и конструкции бака.

Необходимое количество витков и сечение провода определяют
расчетным путем с учетом конструкции бака, температуры окружаю-
щей среды, природных условии, степени утепления бака. Число витков
Рис. 21. Схемы индукционных обмоток:
а — однофазных; б — грехфазных

для однофазной обмотки определяют
по формуле w-Л(/ф/L, а для трехфаз-
ной обмотки, соединенной в звезду,
но Формуле

"А = WC = ЛГф 1; кв = 0,4ка>

где А - коэффициент пропорциональности, зависящий от удельной
мощности Др, выраженной в киловаттах на 1 м2 поверхности бака,
занятой обмоткой: - напряжение источника питания, В; L - пери-
метр, м.

Для нагрева стенок бака трансформатора удельную мощность при-
нимают равной 1-2 кВт м2, а для нагрева днища бака электропечами
2,5-3 кВт/м2. Мощность, кВт, необходимую для нагрева трансформа-
тора. определяют по формуле

Р = ApLht

где h - высота бака, занятая обмоткой, м.

Ток в обмотке определяют по формуле / “ Р  103/(\/3L^cos(p) - для
трехфазнои обмотки; 1 ~ Р • 103 (L^costp) - для однофазной об-
мотки.

Сечение провода выбирают исходя из плотности тока 3,5-5 А мм2,
cos(f принимают 0,4-0,6.

Приведенный расчет является приближенным, поэтому окончатель-
ное количество витков устанавливается в процессе нагрева и коррек-
тируется, т.е. витки доматывают или отматывают.

Способы наложения намагничивающем обмотки зависят от конст-
рукции бака и мощности трансформатора. Как правило, для получения
более равномерного распределения температуры внутри бака 2/3
однофазной обмотки размещают на нижней части бака, примерно до
половины его высоты, считая снизу, а остальные витки - в верхней
Рис. 22. Установке термодатчи-
ков при сушке трансформаторов:

1 — бак трансформатора; 2 — ак-
тивная часть; 3 — теплоизоляция;
4 — намагничивающая обмотка;
5 — вытяжная труба; 6—16—термо-
латчики (места установки)

части. Трехфазную обмотку располагают по высоте бака в соотноше-
нии: в середине - около 20%, вверху и внизу бака - по 40%.

После намотки обмотки под дно бака устанавливают электрические
нагреватели. Бак трансформатора соединяют с контуром заземления.
Мегаомметром проверяют сопротивление изоляции намагничивающей
обмотки, элементов подогрева дна бака и питающей аппаратуры
относительно заземленного бака.

На активную часть устанавливают (рис. 22) термодатчики (термопа-
ры. термосопротивления, термосигнализаторы), которые должны
иметь надежную изоляцию. Количество термодатчиков в зависимости
от габаритов трансформатора может быть различным, но достаточным
для обеспечения надежного контроля за температурой активной части
к внутри бака. На стенки бака устанавливают спиртовые термометры.

Затем активную часть опускают в бак трансформатора и устанавли-
вают крышку. Для предотвращения конденсации паров, образующих-
ся яри сушке активной части, крышку утепляют теплоизоляцией
толщиной 20-30 мм, устанавливают вытяжную трубу высотой 1,5-2 и
диаметром 50-80 мм или вытяжной вентилятор, обеспечивающие
вентиляцию и ускорение сушки полости бака в процессе сушки актив-
ной части.

Вытяжную трубу в ремонтной практике изготовляют из электро-
технического картона или используют металлическую, которую
утепляют для предотвращения конденсации паров в процессе сушки.

Для измерения в процессе сушки сопротивления изоляции обмоток
активной части на крышке устанавливают временные вводы, к кото-
рым присоединяют провода от обмоток ВН, НН (и СН при их наличии).
Провода располагают на расстоянии не менее 100 мм от заземленных
частей и между собой. На столе дежурного устанавливают мегаоммет-
ры на напряжение 1000 и 2500 В для измерения сопротивления изоля-
ции обмоток в процессе сушки, приборы контроля температуры актив-
ной части и приборы для контроля влажности: мост переменного тока
Р-595, Р-5026 или МД-16 и прибор ЕВ-3.

Режим и параметры сушки активной части трансформатора индук-
ционным способом без вакуума в собственном баке приведены в табл. 2.

После окончания сушки производят осмотр и отделку активном
части. Для этого после пропитки маслом {если она требуется) актив-
ную часть стропят, вынимают из бака (или снимают верхнюю часть
бака), устанавливают на площадку строго горизонтально по уровню и
демонтируют термодатчики.

Затем приступают к осмотру активной части и работам на ней. При
этом необходимо убедиться в отсутствии на ней грязи, механических
повреждении обмоток, трещин и короблений деревянных деталей,
проверяют состояние бакелитовых трубок, цилиндров, отводов и
других элементов изоляции. Затем производят загяжку крепежа
магнитной системы трансформатора, начиная ее от середины ярма для
предупреждения перекоса. Раскерниваюг крепежные детали. После
этого проверяют усилия осевой прессовки обмоток, так как при сушке
изоляция значительно усыхает. Обмотки поднрессовывают и при
необходимости, если произошла значительная усушка изоляции,
устанавливают дополнительную изоляцию, прошедшую сушку вместе
с активной частью. Проверку осевой подпрессовки и подпрессовку
обмоток до требуемого осевого размера производят динамометричес-
кими ключами одновременно по двум диаметрально противополож-
ным сторонам обмотки и равномерно по всей окружности, начиная с
прессующего кольца обмотки среднего стержня магнитной системы
трансформатора. После проверки и подпрессовки затягивают контр-
гайки прессующих винтов и домкратов.

В последнее время трудоемкая операция прессовки обмоток меха-
низирована за счет применения гидродомкратного устройства (рис. 23),
состоящего из портативных гидродомкратов 4, маслонасоса 13 и
коллектора Юс набором ысоконзпорных шлангов 9. Гидродомкраты
устанавливают между прессующим кольцом 3 обмотки 1 и полкой
ярмовых балок 5. Маслонасосом масло подается через коллектор в
№ п/п Технологические one- Температурный режим Продолжительность техзологическо?
рации	операции

Технологически* указания

1

2

Прогрев воздуха в
трансформаторе

Прогрев активной
части до необходимой
температуры

Постепенное повышение Не менее 24 ч

температуры воздуха до

100 *С

На остове — не менее 85 *С, Минимальное время прогрева:

на изоляции 85—105 ’С,
на крышке» стенках и
дне бака 115 "С

3

Сушка активной
части при атмосфер-
ном давлении с про-
дувкой воздухом из
поддонного простран-
ства трансформатора

В баке 95—105 ’С, на ак-
тивной части: обмоток
95—105 °C, остова — не
менее 90 “С, стенок бака,
крышки и дна 110—115 "С.
Входящим з бак воздух
110—115 °C; выходящим
85-90 *С

для трансформаторов щ.пряженжтм
до 35 кВ включительно:

3 ч — мощностью до 100 кВ • А
5—8 ч — выше 10С до 6360 кВ • А
10—25 ч — выше 6300 кВ • А
для трансформаторов напряжением

110 кВ:

25 ч — мощностью до 6-3 МВ" А

30 ч — от 6,3 до 16 МП • А

35 ч — от 16 до 80 МВ • А
60 ч — от 80 МВ • Л и более
Сушку производят круглосуточно. Про-
должительность сушки не менее 16 ч
для трансформаторов класса напряже-
ния до 35 кВ включительно и мощ-
ностью до 16 МВ • А. Продолжитель-
ность сушки снижается применением
термодиффузии — охлаждения внеш-
них слоев изоляции.

Рекомендуется в течение 4—6 ч про-
вести большой срыв температуры с
подъемом активной части из бака (для
трансформаторов 1-Ш габарита) или
крышки (верхней части бака) трансфор-
маторов IV габарита и выше

При атмосферном давлении

Во время прогрева активно:: части

до М *С люк для вытяжки из трансфор'
атора влажное > воздуха должен быть
закрыт После достижении этой темпера-
туры открывают загрушку на вытяжной
трубе или включают ектилятор, а в
нижней части бака открывают одно из
от верст и ’ для проточной вентиляции

Подачу воздуха в бак трансформатора
можно производить двумя воздуходув-
ками с закрытыми спиралями по диаго-
нали бака или через силикагелевый
фильтр из-под дна бака. Замещение воз-
духа в баке должно быть в пределах
*1,5—1 объема бака в час. Цикл термоди^
фуэии: после прогрева до установившей’
ся температуры активной части произво-
дят ес быстрое охлаждение до 40 *С на
внешних слоях изоляции и 65 вС на осто-
ве путем продувки холодного воздуха
через воздухоосушитель при отключен*
ном npoi реве Затем активную часть
5

8

Окончание сушки

На остове — не менее
85 ®С, на изоляции 85—
105 °C, на крышке, стен
ках и дне бака 115 ®С

Отключение прогрева и До 70 вС

охлаждение активной
части

Заливка масла, отвеча
ющего требованиям
норм

Пропитка активной
части маслом

Слив масла из тран-
сформатора, осмотр и
отделка активной

Продолжение процес-
са охлаждения до
60 °C
То же

Сушка считается законченной, если
в течение 5—6 ч для трансформаторов
до 35 кВ включительно и до 48 ч для
трансформаторов ПО кВ (в зависи-
мости от их мощности) при постоян-
ном значении температуры характе-
ристики изоляции не изменяются
Продолжительность охлаждения зави-
сит от температуры окружающего
воздуха

Продолжительность операции зависит
от размеров трансформатора и скорости
заливки, которая не ограничивается
3 ч для трансформаторов до 35 кВ
включительно, 12 ч для трансформа-
торов НО кВ

снова нагревают до прежней тем] Герату-
ры и сравнивают значения сопротивле-
ния изоляции. Пиклы повторяют до
получения необходимы, результат^
при установившихся значениях темпе-
ратуры. Ежечасно в журнал сушки
необходимо записывать показания всех
термодатчиков и результаты измерения
характеристик изоляции Рэд Д*1* транс-
форматоров до 35 кВ включительно и
и tg6 для трансформаторов 110 кВ.

Величина tgfi г гр и сушке не нормируется,
для ориентировочной оценки она состав-
ляет при температуре: 50 “С 8? , ОД *С
12% и 70 ’С 16%. Измерения производя :
при напряжении не более 22г В

Охлаждение активной части производят
естественным путем

Заливку маслом 50—60 °C производят че-
рез верхний кран на крышке бака до
полного закрытия активной части
Прспитк.у производят при атмосферном
давлении

части

Примечание. Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включител!но пропитку активной части маслом перед осмотром в ремонт-
ной практике, как правило, не производят
Ри-. 23 ПргссоБка обмоток гидро домкратным устройством:

1 — обмотка; 2 — концевая изоляция; 3 — прессующее кольцо; 4 — гидрсдомкраты; 5 —
ярмовая балкл; 6 — нажш'иой винт; 7 — контргайка; 8 — пята; Я — шланг; 10 — коллектор;
11 — манометр; 12 — вентиль; 13 — маслонаспс; 14 — бак

гидродомкраты, создавая необходимое давление, контролируемое
манометром 11. При фиксированном значении давления завинчивают
нажимные винты 6, контргайки 7 и снимают давление. Число устанав-
ливаемых домкратов зависит ст требуемого усилия прессовки.

В отличие от больших трансформаторов у трансформаторов 1-П
габаритов отделку активной части начинают с подпрессовки обмоток
вертикальными стяжными шпильками, затягивая гайки и контргайки
на их верхних концах, а затем переходят к прессовке ярм магнитной
системы.

После этого проверяют затяжку разъемных соединений отводов,
шпилек, контактов переключающих устройств, подтягивают их и
затягивают контргайки. Осматривают состояние доступных контакт-
ных поверхностей устройств РПН.

После выполнения всех перечисленных работ на активной части
проверяют схему заземления магнитной системы согласно чертежу
или эскизу, измеряют сопротивление изоляции всех доступных стяж-
ных шпилек, бандажей и полубандажей ярм относительно активной
стали и ярмовых балок. Измеряют сопротивление изоляции прессую-
щих колец относительно активной стали и ярмовых балок и сопротив-
ление изоляции ярмовых балок относительно активной стали. Измере-
ния сопротивлений производят мегаомметром на напряжение 2500 В,
значения измеренных coupon явлений должны быть не менее 2 МОм.
Рис. 24. Принципиальная схема ралзоло кекия оборудования и приборов при вакуумной
сушке трансформатора индукционным способом:

1 — бачок слива мае ла; 2 — бак трансформатора; 3 — намагничивающая обмотка; 4 -
кран для запивки масла; 5 - стрелочный вакуумметр; 6 - датчик прибора ВТ-3 или ВСБ-1;
7 — выводг термсдатчиков; 8 — временные выводы; 9 - кран накуум-пропода; 10 -
охлаждающая колонка; 11 — прибор для измерения температуры; 12 — вакуум-насос; 13 —
емкость для отбора конденсата; 14 — воздухоочистительный фильтр; 15 — печи нагрева;
16 — вход воды; 17 — выход воды

Затем восстанавливают схему заземления, руководствуясь эксплу-
атационной документацией, чертежом или эскизом. Устанавливают
активную часть в бак (или верхнюю часть бака на поддон) трансформа-
тора и приступают к сборке трансформатора.

Сутчка активной части срансформатора в собственном баке под
вакуумом. При этом способе к общим работам, выполняемым при
сушке без вакуума, добавляется ряд дополнительных: герметизация
бака и проверка его герметичности, сборка схемы вакуумной сушки
(рис. 24) и заливка масла под вакуумом и др.

После установки активной части в бак или съемной части бака на
поддон к соответствующим задвижкам подсоединяют трубопроводы
системы вакуумирования и заливки масла, вакуумный насос, охлади-
тельную колонку, фильтр для обеспечения циркуляции в баке очи-
щенного подогретого воздуха и бачок для слива из бака остатков
масла в процессе сушки. Затем бак герметизируют и проверяют: бак
считается герметичным, если натекание не превышает 667 • 10"6 МПа
№ п/п Технологические one- Температурный режим Ре им вакуумирования Продолжительность тех- Технологические указания
рации	нологической операции

1 Прогрев воздуха в
баке трансформатора

Постепенное повыше-
ние температуры воз-
духа до .00 °C

При атмосферном давле-
нии

Не менее 24 ч

2 Прогрев активной
части до необходимой
температуры

На остове — не менее
85 °C, на изолинии —
85—105 аС, на крышке,
стенках и дне бака —
не более 115 °C

Через каждые 2 ч прогре
ва создается на 30 мин
остаточное давление
74480 - 10"* МПа
(560 мм рт.ст.) с пода-
чки в бак трансформато-
ра нагретого до 50 °C
воздуха из поддонного
пространства

Минимальное время про-
грева для трансформа-
торов ПО кВ:

50 ч — мощностью до

6,3 МВ • А;60 ч — выше

6,3 до 16 МВ-А: 70 ч —
выше 16 до 80 МВ - А

3 Окончание прогрева и
создание предельного
вакуума после про-
грева активной части
до 95-105 °C

В баке 90-95 Т,
на активной части —
не более 105 *С, на
баке — не более 115 °C

Создается вакуум с оста
точным давлением:
665 • 10’* МПа (5 мм
рт.ст.) — для трансфор-
маторов до 220 кВ,
54 530 . 10'6 МПа
(410 мм рт.ст.) — для
трансформаторов до
ПО кВ

Остаточное давление соз-
дается равномерно ступе-
нями по 13 ЗОЛ • 10"* МПа
(100 мм рт.ст.) до необ-
ходимого значения

Подъем температуры активной
части не должен превышать
4-6 *С в час. Контроль за
температурой ведут по двум
термодатчикам 9 и 8 (см.
рис. 22)

Регулировку остаточного д^в
ления и подачу воздуха в
бак производят так, чтобы
остаточное давление поддер-
живалось заданного значения.
‘Лестные превышения темпе-
ратуры устраняют: удалением
витков от стенок бака или
их экранированием от стенок
бака; изменением электричес-
кой схемы намагничивающей
обмотки

В трансформаторах, не рассчи-
танных на полный вакуум,
после создания необходимого
остаточного давления произво-
дят постоянную подачу в
бак через воздухоосушитель
нагретого воздуха из поддон-
ного пространства
4	Сушка при предельном То же
значении остаточного
давления

То же

5	Окончание сушки На изоляции —
100 вС

6	Отключение прогрева До 65 "С
и охлаждение актив-
ной части

Промывка дна бака

Продолжение про-

цесса охлаждения
С момента достижения
предельного значения
остаточного давления
продолжительность
сушки должна быть
не менее;

10 сут — для трансформа-
торов напряжением
! 10 кВ, сушка которых
производится при пол-
ном вакууме;

Сушку производят до прекра

щеямя выделения влаги в
охладительной колонке и

установившегося значения
ДС/С изоляции в течение

9 сут с постоянной по-
дачей воздуха в бак транс-
форматора из поддонного
пространства при непол-
ном вакууме

последних 48 ч при постоян-
ных температурах и остаточ-
ном давлении.

Подачу воздуха прекращают
при прекращении изменения
ДС/С, а сушку продолжают
до получения установившихся
значений ДС/С, и изо-

ляции

Стабильность значений харак-
теристик в течение последних
48 час

Охлаждение активной части
производят естественным пу-
тем без снятия вакуума и
остановки вакуум-насоса
Не снимая вакуума, заливают
не менее 1 т сухого чистого
масла и сливают через сливной
бачок
£ Продолжение табл. 3.

№ п/п Технологические one- Температурный режим Режим вакуумироважия Продолжительное^ тех- Технологические указания
рации	нологмческой операции

Заливка масла, отве-
чающего требованиям
норм

Продолжение процесса То же
охлаждения

9	Обработка изоляции То же
активной части и
масла

10	Пропитка активной
части при атмосферном
давлении

Заливка со скоростью не
более 3 т/ч при темпер ну
ре маелз 50—60 °C

10	ч — для трансформато-
ре НО кВ

Масло заливают до уровня
150—200 мм от верха крышки,
скорость и температуру
контролируют в процессе
всей заливки масла

11	Измерение характе-
ристик изоляции пос-
ле пропитки

12	Слив масла из транс-
форматора, осмотр
и отделка активной
части

Производится срыв
вакуума

При атмосферном
давлении

Продолжитеитьность про-
питки 12 ч — для тракс-
форм аторов 110 кВ

Вакуум снимают подачей в
трансформатор воздуха,
пропускаемого через силика-
гелевый воздухоосушитоль
Измеряют сопротивление
изоляции мегаомметров
2500 В и tgfi при напряжении
220 В

я •

Примечание. В процессе прогрева и сушки активной части трансформатора контролировать и каждый час записывать в журнал
сушки результаты измерения изоляционных характеристик, тока, напряжения, температуры окружающей среды, активной части и бака, а
также показания вакуумметра, количества выделенного конденсата.
(5 мм рт. ст.): если бак трансформатора рассчитан на полный вакуум,
при большем натекании устанавливают причины и у стр пяют их.

Режим сушки активном части трансформатора в собственном баке
под вакуумом приведен в табл. 3, а осмотр и отделку производят в
последовательности, изложенной в описании сушки активной части
без вакуума.

Трансформаторы с встроенными устройствами РПН (погружного
типа) сушат как с избирателями переключающего устройства, так и без
них При сушке активно:! части совместно с избирателем перед сушкой
бак контактора заливают маслом, затем его сливают и наполняют бак
свежим трансформаторным маслом. Полость бака контактора соединя-
ют с баком трансформатора вакуумным трубопроводом с внутренним
диаметром не менее 25 мм, а на бакелитовых цилиндрах бака контак-
тора устанавливают по два термодатчика. В процессе сушки темпера-
тура на изоляции активней части и переключающего устройства в
любой измеряемой точке должна быть в пределах 85-95’С. Остальной
технологический процесс сушки осуществляется согласно табл. 2.3.

В трансформаторах с приставными устройствами РПН сушку активной
части производят без переключающих устройств. На место демонтиро-
ванного переключающего устройства устанавливают заглушки. Полос-
ти между переходными изоляционными плитами и заглушками сое-
диняют с баком трансформатора вакуумным трубопроводом с внутрен-
ним диаметром не менее 25 мм и ослабляют на 2-3 оборота гайки,
крепящие переходные изоляционные плиты. Для контроля температу-
ры устанавливают дополнительно с обеих сторон каждой переходной
изоляционной плиты термодатчикг и термометры (на заглушки в
местах наибольшего нагрева). Выдерживают температуру воздуха в
баке 70°С в течение 2 ч, после чего продолжают подье и температуры.
Остальной технологический процесс сушки производят согласно
табл. 2, 3- При осмогре и отделке активной части восстанавливают
переходные изоляционные плиты.

9.	НЕИСПРАВНОСТИ И РЕМОНТ

СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Неисправности и ремонт магнитных систем различного конструк-
тивного исполнения. К наиболее распространенным повреждениям
магнитной системы относятся: дефект изоляции пластин электротехни-
ческой стали из-за нагревов, вызываемых вихревыми токами или
ьч ами в короткозамкнутых контурах, образующихся в результате
нарушения изоляции магнитной системы; наличие забоин, а также
нарушение схемы заземления, местное замыкание пластин и ’пожар”
в магнитной системе из-за наличия посторонних металлических или
токопроводящих частиц, замыкающих в данном месте пластины
магнитной системы; касание какой-либо металлической частью стерж-
ля в двух точках; пробой изоляции внутренних обмоток трансформа-
юров с выходом на магнитную систему с повреждением пластин
шектротехнической стали электрической дугой или проходящими
через них токами; старение изоляции пластин из-за длительной экс-
плуатации в условиях перегрузок; повреждение пластин электричес-
кой дугой при коротких замыканиях в обмотках. Поэтому ремонт
магнитной системы в зависимости от характера и объема ее поврежде-
ния может быть частичным, еслл имеются небольшие повреждения, и
капитальным, с полной разборкой магнитной системы [8, 9].

Частичный ремонт магнитной системы. Этот ремонт сводится в
основном к выполнению следующих работ.

При устранении повреждений пластин электротехнической стали
частично распрессовывают участок магнитной системы (стержень,
ярмо), между пластинами прокладывают телефонную (конденсатор-
ную» бумагу и обрабатывают с помощью кисти бакелитовым лаком с
последующей просушкой. Для устранения забоин кромок пластин
между ними вбивают несколько текстолитовых, деревянных или
металлических клиньев с полосами электротехнического картона.
Загнутые кромки выпрямляют, прокладывают между ними листы
изоляции из кабельной или телефонной бумаги и вновь спрессовыва-
ют’ ремонтируемый участок магнитной системы.

Наружные дефекты пластин устраняют карборундовым камнем,
насаженным на вал электросверлильной машинки, или вырубают
острым зубилом. Поврежденный участок частично распрессовывают,
пластины отделяют друг от друга, снимают заусенцы с кромок пласти-
ны напильником или шабером, очищают от старой изоляции и метал-
лических опилок и изолируют пластины друг от друга так же, так
описано выше.

Поврежденную бумажно-бакелитовую трубку заменяют новой или
изготовляют ее из кабельной бумаги толщиной 0,12 мм. При намотке
на шпильку бумагу пропитывают бакелитовым лаком и запекают при
температуре не выше 105эС в течение 3-4 ч. Толщина стенок изоляци-
онных трубок должна составлять 2-3 мм для диаметра шпильки от 12
до 25 мм, 3-4 мм - от 25 до 30 мм и 5-6 мм - более 50 мм. Длину
трубки гыбираю. равной толщине ярма или на 5-6 мм больше. Изоли-
рующие шайбы и прокладки изготовляют из электротехнического
картона толщиной не менее 2 мм. Поврежденную изоляцию полубак-
лажей заменяют полосой электротехнического картона необходимой
толщины. После замены трубок или полубандажеи проводят измере-
ние сопротивления изоляции мегаомметром на напряжение 1000-
2500 В. Сопротивление изоляции не нормируется.

При наличии полгаров и других повреждений на шинках заземле-
ния их заменяют другими того же сечения, пролуженными оловянис-
тым припоем, и устанавливают в соответствии с заводской схемой
заземления магнитной системы.

Капитальный ремонт магнитной системы с ее полной разборкой.
При этом виде ремонта производят полное или частичное удаление
старой изоляции пластин, устранение механических повреждений
пластин или их замену, наложение и запечку лаковой пленки и
последующую сборку магнитной системы.

В условиях электроремонтного завода или производственной базы
ремонтного предприятия для проведения этих работ, как правило,
имеется стационарное оборудование и необходимая технологическая
оснастка. При проведении разовых ремонтов в условиях эксплуатации
выполняют необходимым объем подготовительных работ, обеспечива-
ющих качественное и квалифицированное выполнение ремонта маг-
нитной системы.

Разборку и последующую сборку магнитной системы производят в
горизонтальном положении с использованием одних и тех же приспо-
соблении: стенда-кантователя санеобразной формы для трансформато-
ров III габарита и выше или простого кантователя с использованием
собственных ярмовых балок и временных швеллеров и брусьев для
трансформаторов меньших габаритов.

Кантование подготовленной магнитной системы в горизонтальное
положение производят с помощью грузе подъемно го механизма,
выбираемого исходя из массы магнитной системы. Наиболее удобен
для этого мостовой кран, оснащенный двумя грузоподъемными крю-
ками. При отсутствии мостового крана используют лебедку, с по-
мощью которой оттягивают нижнюю часть магнитной системы или
подвижную опору, на которую она установлена, а также стальной лист
с катками из труб, передвижную тележку и т.п.

Перед разборкой магнитнеи системы делают эскиз, на котором
указывают ее точные размеры расположение и толщину пакетов,
расположение заземлении и прокладок масляных каналов, расстояние
между осями стержней, высоту окна, схему шихтовки, измеряют
зазоры в стыках между пластинами активной стали в заводском
исполнении.
Затем приступают к разборке магнитной системы При этом техно-
логической процесс разборки и последующей сборки зависит от кон-
струкции магнитной системы и выбранного варианта их проведения.

При разборке магнитной системы шпилечной конструкции сначала
стягивают ярма временными удлиненными шпильками, которые
вставляют в специальные отверстия, расположенные на концах ярмо-
вых балок, и дополнительно заменяют в каждом стержне несколько
постоянных стяжных шпилек временными. Затем распрессовынают
оба ярма с помощью постоянных и временных удлиненных шпилек.
Удаляют постоянные стяжные шпильки и изоляционные трубки из
ярм.

После этого, начиная с середины, в обе стороны равномерно распрес-
совывают стержни, постепенно удаляя все стяжные шпильки и изоля-
ционные трубки. Закончив распрессовку магнитной системы, начина-
ют ее расшнхтовку одновременно по всему контуру, укладывая плас-
тины на стеллажи отдельными стопками по позициям и пакетам, при
этом прокладки масляных каналов маркируют и складывают отдель-
но.

В процессе разборки делак i эскизы расположения прокладок
масляных кан ! лов с указанием направления прутков, образу тощих эти
каналы, а по окончании расшихтовки на эскизе фиксируют располо-
жение пластин двух последних позиций последнего пакета, чтобы при
шихтовке начало укладки пластин первого слоя соответствовало
заводскому исполнению. В процессе расшихтовки пластины, имеющие
изломы, выгорания и спекания, откладывают отдельно для ремонта.

Разборка магнитной системы бесшпилечной конструкции имеет
некоторые технологические отличия. Скачала на ярма устанавливают
технологические приспособления, снимают ленточные нолубандажи и
с помощью приспособлений (струбцин, швеллеров с удлиненными
стяжными шпильками и т.п.) частично раснрессовываюг ярма. Затем на
стержни между бандажами устанавливают струбцины, с помощью
которых сжимают стержни, удаляют бандажи и затем, ослабляя струб-
цины, постепенно и равномерно распрессовьшают каждый стержень.
При распрессовке магнитной системы желательно, чтобы распрессов-
ка ярм несколько опережала распрессовку стержней.

По окончании распрессовки магнитной системы бесшпилечной
конструкции дальнейшие работы шалогичны работам, выполняемым
при разборке шпилечных магнитных систем. Отличие состоит в том,
что при расшихтовке бесшпилечной магнитной системы необходимо
предварительно сделать эскизы расположения всех реек и прокладо-
и промаркировать их.
После полной разборки магнитной системы трансформатора присту-
пают к ремонту поврежденных пластин и подготовке их к переизоли-
ровке.

Переизолировку пластин стали магнитной системы можно произво-
дить с полным удалением старой бумажной или лаковой изоляции или
же без удаления лаковой изоляции, если переизолировке подлежит
только часть пластин магнитной системы, в результате которой проис-
ходит незначительное дополнительное увеличение диаметра стержней,
что не затруднит насадку на них обмоток.

Изоляцию с пластин сталг удаляют химическим, механическим
способами, а также отжигом.

При химическом способе пластины с лаковой или бумажной изоля-
цией погружают в 20-25%-ный раствор едкого натра (каустической
содьО или тринатрий-фосфата, подогретого до 80вС с перемешиванием
его паром или горячим воздухом. Затем пластины вынимают из раст-
вора, промывают в горячей воде при 90-95вС, сушат и направляют для
изолировки. Механическую чистку пластин от изоляции производят
стальными щетками на специальном станке. Отжиг пластин стали для
удаления бума? нои изоляции осуществляют на специальной установ-
ке при температуре 350-50СГС. Нанесение и запекание лаковой пленки
на пластинах производят на лакировальном станке. Толщина лакового
покрытия на две стороны должна быть не более (0.01 ± 0,004) мм при
однократном покрытии и (0,02 ± 0,006) мм при двукратном.

Пластины стали изолируют смесью, состоящей на 90% из лака КФ-965
и на 10% из чистого фильтрованного керосина или уайт-спирита, и
сушат при 450-600°С в течение 40-45 с. Незначительные повреждения
лаковой пленки восстанавливают лакировкой глифталевым лаком
1154 с применением растворителей - бензола или бензина. Сушку
производят при 25*С в течение 7 ч.

После восстановления изоляции пластин магнитную систему собира-
ют на том же приспособлении, на котором разбирали. Сборку шпилеч-
ных магнитных систем начинают с установки на приспособление
ярмовых балок нижнего и верхнего ярм, строго выдерживая опреде-
ленное расстояние между ними и обеспечивая прочную опору на
приспособлении. Затем на ярмовых балках раскладывают изоляцион-
ные детали, стальные накладки стержней с изоляцией, проверяют
правильность и симметричность расположения ярмовых балок, совпа-
дение плоскостей изоляционных прокладок с изоляцией стальных
накладок стержней и приступают к укладке позиций пластин стержней
и ярм. Шихтовку магнитной системы начинают с первого пакета
нижнего ярма, пользуясь ранее сделанным эскизом расположения
пластин стали. В процессе сборки проверяют ее качество, следят за
соответствием эскизу или чертежу геометрических размеров магнит-
ной системы, зазорами в стыках пластин, вертикальностью контроль-
ных технологических оправок, за отсутствием перекосов и нахлестов
пластин в ярмах и стержнях. Окончив сборку, производят прессовку и
стяжку магнитной системы.

Особенность сборки магнитной системы бесшпилечнои конструкции
заключается в том, что пластины стержней и ярм не фиксируются
оправками и качество их укладки зависит от тщательности выполне-
ния работ. Для обеспечения качеств.; работ в процессе сборки перио-
дически производят пооперационные контрольные измерения разме-
ров по диагоналям окон и всего контура магнитной системы с по-
мощью шаблена После укладки всех пластин в уступы стержней зак-
ладывают планки и рейки в порядке, в котором они находились до
разборки, и временно закрепляют их на стержнях кипернои лентой.

Затем магнитную систему стягивают временными бандажами до
необходимого размера. После этого поочередно снимают временные
бандажи и наматывают на стержни с помощью специального приспо-
собления или механизма (см. § 2) бандажи из стеклоленты. предвари-
тельно подложив под бандаж полосы из электротехнического картона.

Ярма предварительно подпрессовывают технологическими шпиль-
ками, затем устанавливают полубапдажи и стягивают ими ярмо.

Собранную магнитную систему стропят и с помощью грузоподъемно-
го механизма устанавливают в вертикальное положение, после чего
окончательно подтягивают все детали ее прессовки. Затем с помощью
мегаомметра измеряют сопротивление изоляции ярмовых балок и
металлических деталей прессовки по отношению к активной стали
магнитной системы, а методом амперметра и вольтметра - электри-
ческое сопротивление ме ж листовой изоляции.

Для проверки качества сборки и состояния изоляции пластин произ-
водят измерение потерь холостого хода, для чего на стержни магнит-
ной системы наматывают временную обмотку, обеспечивающую
полное возбуждение магнитной системы. Но при этом необходимо при
имеющемся на месте низком напряжении (220 или 380 В) и выбранног
схеме соединения (звезда или треугольник) выполнить обмотку с
определенным количеством витков:

w = t/ф х 104/222 5СВС,

где sc - площадь сечения стержня, см2; Вс - индукция в стержне, Т.

Сечение провода обмотки определяют по формуле
sp

где snp - сечение, мм2: /0 - линейный ток холостого хода, приведен-
ный к числу витков обмотки, т.е. /об = /fw/wx, где 2qw - ампер-витки
холостого хода на фазу. Плотность тока Д принимают равной 3-
3,5 А/мм2.

Замеряют потери холостого хода при номинальной индукции. Полу-
ченные значения сравнивают с результатами измерений, полученными
при испытаниях до замены изоляции пластин, т.е. до полной разборки
магнитной системы, а также с нормальными их значениями для дан-
ного трансформатора. Замер потерь холостого хода и напряжении
между кратными пластинами и пакетами магнитном системы и другие
испытания производят по схемам и правилам, описанным в [13].

Неисправности и ремонт обмоток, изоляции и отводов. Обмотки и
внутренняя изоляция трансформатора наиболее подвержены повреж-
дениям в процессе эксплуатации. Характерными видами повреждении
обмоток являются: замыкание в зоне вывода линейного отвода и
развитие дефекта на несколько витков: замыкание в зоне перехода
между слоями, повреждение и сброс витков в результате действия
усилия короткого замыкания; локальные витковые замыкания без
широких последствии; замыкания между параллельными проводника-
ми в местах вывода конца обмотки и в зоне вывода регулировочных
отводов; деформация обмоток в результате внутренних и сквозных
коротких замыкании и др.

В зависимости от общего состояния изоляции провода о। моток,
характера и размеров их повреждении производят частичный ремонт
обмоток или их полную перемотку [4, 9].

При подготовке к ремонту обмоток на рабочем месте обмотчика
размещают электроизоляционные материалы, оснастку, приспособле-
ния и инструмент, необходимые при производстве ремонтных работ.
Заранее заготовляют изоляционные детали и обмоточный провод в
соответствии с исходными данными и технической документацией.

Рассмотрим некоторые характерные виды повреждений обмоток и
приемы их устранения при частичном ремонте.

Устранение повреждений изоляции витков обмоток. Виток с повреж-
денной изоляцией оттягивают фибровым или металлическим клином.
Место повреждения зачищают, устраняют заусенцы, подрезают изоля-
цию. Затем изолируют полосами лакоткани марки ИХ ММ-105 или
кабельной (телефонной) бумаги и бакелитовым лаком вполупере-
крышку на толщину в соответствии с заводским исполнением и с
перекрытием места повреждения изоляции с обеих сторон не менее,
чем на 10 мм. Устанавливают заизолированный виток на прежнее
место и покрывают место наложения дополнительной изоляции лаком
МЛ-92 или ГФ-95.

В случае повреждения изоляции витка в удаленной части катушки
между витками закладывают полоску из электротехнического картона
толщиной 0,3—0.5 мм.

Зам но нескольких витков двухслойных цилиндрических обмоток.
Обмотку закрепляют на шаблоне, установленном на намоточном
станке ГТ-20 или ТТ-22. Снимают (разрезают или разматывают) бандаж
наружного слоя и ставят временный с таким расчетом, чтобы обмотка
не распустилась после смотки дефектных заменяемых витков. Осто-
рожно снимают опорное кольцо; если оно повреждено, то делают новое
по образцу. Распускают (разматывают) витки и отрезают провод с
некоторым запасом по длине от места повреждения.

Нели вместе с проводом подгорели опорные рейки, то обгоревшие
места срезают до чистого картона и устанавливают новые полоски на
провяленном бакелитовом лаке.

Подготовляют место паики проводов и припаивают новый провод
(провода) достаточной длины для домотки обмотки и вывода конца.
Затем производят домотку обметки, закрепление крайних витков
опорного кольца и выводного конца.

После этого снимают временный бандаж и. если обмотка была
пропитана и запечена, домотанные витки промазывают жидким баке-
литовым лаком. Накладывают общий банда ж на всю обмотку и также
промазывают жидким бакелитовым лаком. Если обмотка намотана в
два и больше параллельных проводов, то места паек сдвигают относи-
тельно друг друга с шагом 100-150 мм. Аналогично выполняют частич-
ную перемотку многослойных цилиндрических обмоток, намотанных
круглым проводом.

Частичная перемотка непрерывных обмоток с заменой нескольких
катушек. Обмотку, намотанную на жестком бумажно-бакелитовом
цилиндре, устанавливают на намоточный станок: в цилиндр заводят
раздвижной шаблон, затем вместе с обмоткой устанавливают на
станок ТТ-21 и разжимают до надежного закрепления цилиндра об-
мотки.

Если обмотка намотана без жесткого цилиндра, то для установки на
станок необходимо применять универсальный шаблон, для этого
используют сменные балки в количестве, равном числу столбов
прокладок (опорных реек). Можно применять и жесткие шаблоны, на
которых обмотки крепят расклиновкой, толщину деревянных планок
подбирают по соответствующим диаметрам. В некоторых случаях
можно установить обмотку на раздвижном шаблоне с прокладкой под
свободные опорные рейки деревянных планок с последующим их
креплением на шаблоне.

Замена крайних катушек. Срезают бандажи крепления катушек и
выводного конца, затем разматывают дефектные катушки, подсчиты-
вая витки в каждой из них. Обгоревшие и потемневшие места опорных
реек срезают до чистого картона и приклеивают вставки. После этого
выполняют пайку, опиловку и изолировку обмоточного провода
(проводов). Наматывают новые катушки, крепят выводной конец и
бандажируют.

Зомеио катушек в средней части обмотки. До замены дефектных ка-
тушек обмотку необходимо распрессовать - сдвинуть неповрежден-
ные крайние катушки в осевом направлении для получения свобод-
ной технологической зоны в месте перемотки. Сдвиг производят
раск линовкой, т.е. деревянные клинья забивают между дистанцирую-
щими прокладками первого канала равномерно по окружности, затем
второго и т.д. до .места повреждения.

Сдвиг катушек определяют рабочей зоной, необходимой для намот-
ки последней перекладной катушки (катушки, наматываемой времен-
но на основном цилиндре с последующей перекладкой её витков в
обратной последовательности расположения в радиальном направле-
нии). Перед смоткой дефектных катушек на ближайшие неповрежден-
ные накладывают временные бандажи.

Ответственной операцией является натяжение и пайка последнего
вматываемого витка, так как после пайки виток должен встать на
место с определенным натягом во избежание отслоения, Для этого
перед выполнением пайки точно отмечают положение провода, когда
он находится на месте последнего витка. Провод откусывают по
разметке и размещают в технологическом канале по внутреннему
диаметру обмотки (по рез ке), тем самым образуется достаточный запас
для удобства пайки. Спаянный провод изолируют и устанавливают на
катушку. При прави тьной разметке и пайке виток в последних
нескольких межреечных полях не устанавливают. После того как
катушки будут сдвинуты назад, виток встает на место.

Частичная перемотка винтовых оСмоток. Сначала устанавливают
обмотку на шаблон и станок. Затем заготовляют обмоточные провода.
На два-три витка, расположенные за местом повреждения, наклады-
вают бандажи в трех-четырех местах по окружности и разматывают
обмотку до места повреждения. Откусывают провода последовательно
с шагом 150-200 мм, чтобы места паек не н зклыдвались друг на друга.
При необходимости ремонтируют опорные рейки, заменяют дистан-
цирующие прокладки.

Перемотка обмоток. Для перемотки применяют обмотки из нового
или восстановленного провода с использованием вновь изготовлен-
ных деталей (дистанцирующих прокладок, реек, цилиндров). Изготов-
ляют обмотки по расчетным запискам и чертежам, разработанным
заводом-изготовителем или ремонтными предприятиями. Технологи-
ческим процесс изготовления (намотки) обмоток подробно описан в
инструкциях и специальном литературе по трансформаторам, поэтому
в данной книге не приводится.

В ремонтной практике при полной перемотке обмоток широко
используют снятый с обмотки провод после восстановления его изоля-
ции, а также провод несколько большего сечения с предварительной
перетяжкой (волочением) его через фильеры до необходимого сечения
(см. § 3). Подготовка обмоточного провода для повторного его исполь-
зования состоит из удаления с него старой изоляции (при необходи-
мости волочения), отжига, рихтовки и последующего изолирования.
Удаление старой изоляции с обмоточного провода в зависимости от
имеющихся технических средств производят одним из следующих
способов: механическим, т.е. путем протягивания через устройство, в
котором изоляция разрезается в продольном направлении, проволока
очищается скребками и рихтуется; отжигом, т.е. провод, смотанный в
бухты, помещают в печь при 500—600*С с последующей промывкой в
горячей воде. После удаления изоляции проволока поступает на
бумагообмоточныи станок для наложения новой изоляции (см. § 3).

При отсутствии специального станка разовые работы по изолирова-
нию проволоки при небольшом их объеме производят вручную или же
с помощью токарного станка и специального приспособления.

1 швноя изоляция. Ремов.' главной изоляции производят в том
случае, если се общий износ незначительный и перемотка обмоток
вызвана не износом их изоляции, а повреждение и. Если при ремонте
тоансформатора обмотки меняют полностью, то и главную изоляцию
изготовляют заново, особенно если она покрыта слоем копоти, места-
ми имеет следы электрических пробоев, короблении.

При ремонте ярмовой и уравнительной изоляции в ряде случаев
пеняют только шайбы, а прокладки после промывки в растворителе и
чистки используют вновь. Разметку отверстии под заклепки произво-
дят с использованием старого кольца в качестве шаблона. Другие
детали главной изоляции (цилиндры, прокладки и т.д.) изготовляют
по чертежам или эскизам, составленным при осмотре и обмере дета-
лей после разборки активной части. Для изготовления изоляции из
электротехнического картона применяют различные приспособления и
инструменты, приведенные в § 3.

Мастерские и производственные базы предприятий и энергосистем
по ремонту трансформаторов изготовление новой изоляции и ремонт
производят, как правило, на специальном участке, оснащенном
необходимым технологическим оборудованием, приспособлениями и
инструментом, обеспечивающими квалифицированное, качественное и
оперативное выполнение работ. Поэтому при разовых капитальных
ремонтах трансформаторов в условиях эксплуатации целесообразно
при большом объеме работ изготовление деталей главной изоляции
трансформаторов, особенно класса напряжения ПО кВ, производить на
этих базах и мастерских.

В зависимости от срока эксплуатации и технического состояния
ремонт сводится к полной или частичной замене изоляции. При нали-
чии дефектов, требующих замены отдельных отводов или деталей
крепления, их изготовляют заново по образцу дефектных. Детали
крепления изготовляют преимущественно из бука, но можно приме-
нять дуб, березу, граб, ясень.

Восстановление поврежденной изоляции отводов. Поврежденную
изоляцию с обоих концов от места повреждения срезают на конус,
длина которого должна быть не менее 10-кратной толщины изоляции
отвода. Накладываю; на отвод вполуперекрышку новую изоляцию
полосами из лакоткани марки ЛХММ-105 шириной 30 мм. предвари-
тельно высушив ее при 80- 90*С в течение не менее 10 ч.

Неисправности, ремонт и наладка переключающих устройств транс-
форматоров. К наиболее распространенным неисправностям переклю-
чающих устройств и ошибкам при их сборке относятся: повреждение
изолирующих деталей; недостаточная плотность прилегания подвиж-
ных контактов к неподвижным; ослабление присоединений регулиро-
вочных отводов к контактам переключающего устройства; нарушение
прочности соединений отводов с обмоткой; недостаточно надежное
крепление токоограничивающих сопротивлений контакторов; непра-
вильное подсоединение отводов реактора устройств РПН к клеммам
контактора; неправильное соединение горизонтального вала избирате-
ля с валом контактора; неправильное подсоединение отводов от
контактора к избирателю и др.

Наличие перечисленных неисправностей и ошибок приводит к
повышенным местным нагревам и нередко к аварийном у выходу
трансформатора из строя.

Ло начала ремонта переключающего устройства определяют харак-
тер повреждения или дефекта, составляют ведомость объема работ и
перечень необходимых запасных частей, выявляют возможность
восстановления поврежденных деталей на месте проведения ремонта
трансформатора, разработки или получения необходимой конструк-
торской и технологической документации и подбирают для выполне-
ния работ по ремонту переключающего устройства персонал необхо-
димой квалификации. Затем выбирают и готовят рабочее место для
разборки, ремонта и сборки составных частей переключающего устрой-
ства.

Ремонт переключающих устройств ПБВ [9]. Его начинают с проверки
состояния подвижных и неподвижных контактов. Удаляют незначи-
тельные под]‘ары с контактных поверхностей мелкой стеклянной
бумагой, протирают поверхности чистой технической салфеткой,
смоченной в бензине или ацетоне.

При значительных повреждениях (обгаре и оплавлениях) контакты
заменяют новыми заводского изготовления, а при их отсутствии
изготовляют по образцу поврежденных с учетом их износа. Удаляют с
контактной поверхности переключателя налет желтоватой пленки,
протирая ее техническом солфеткои, смоченной в ацетоне или очищен-
ном бензине. Затем подтягивают все крепежные детали, заменяют
поврежденные пружины, изоляционные детали и прокладки, а также
сальниковую набивку из асбестового шнура, пропитанного техничес-
ким вазелином.

После этого проверяют усилие на пружину подвижных контактов,
которое должно быгь в пределах 2-5 кгс. Проверку проводят дина-
мометром или специальным щупом с тензометрическим датчиком. При
необходимости производят замену подвижных и неподвижных пере-
ключателей.

Ремонт переключающих устройств РПН. Переключающие устройства
ремонтируют с частичной разборкой их составных частей (избирателя,
контактора, реактора) и с полной разборкой всего устройства [8, 9].
При ремонте с частичной разборкой проверяют состояние контактных
поверхностей контактов избирателя, контактора и электрической
части приводною механизма. Контакты, имеющие легкие оплавления,
очищают и опиливают, устраняют подгары и наплывы металла. При
значительных повреждениях или износе контакты заменяют новыми,
и при их отсутствии производят наплавление припоем или металлом с
последующей обработкой. У контактора глубина раковин на контакт-
ной поверхности не должна превышать 0,3 мм, площадь обгара контак-
тов должна быгь равной 0,1 площади поверхности. Проверяют смеще-
ние подвижных и неподвижных цугогасительных контактов относи-
тельно друг друга в вертикальное и горизонтальное направлении.
Оно не должно быть более 1 мм. Регулируют степень нажатия (давле-
ния) контактов избирателей и контакторов. Давление контактов в
устройствах РПН типа РВТ и РНО в замкнутом состоянии должно быть
0,5-0,6 МПа (5-6 кгс см2), при этом разница в давлении между спа-
ренными контактами одной фазы не должна превышать 0.03 МПа
(0,3 кгс/см2); контактов избирателей и предызбиратслеи 0,5-0,6 МПа
(5-6 кгс/см2); основных контактов контактора 0,8-1 МПа (8-
10 кгс/см2).

Давление контакторов в устройствах РПН типа РНОА должно быть:
главных 2-2,4 МПа (20-24 кгс/см2);

вспомогательных 1,8-2,2 МПа (18-22 кгс/см2);

дугогасигельных 1,4- 1,5 МПа (14-15 кгс/см2).

Давление контактов в устройствах РПН типа PC должно быть:

главных 2-2,3 МПа (20-23 кгс/см2);

вспомогательных 1,4-1,5 МПа (14-15 кгс/см7).

В устройствах РПН наиболее сложными по конструкции и соответ-
ственно технологическом) процессу ремонта являются избиратели.
Рассмотрим основные операции ремонта с полной разборкой избира-
телей наиболее распространенных из находящихся в эксплуатации
переключающих устройств типа РНТ-13 и РНТ-20.

Подлежащий ремонту избиратель устанавливают на специальную,
площадку, производят дополнительный внешни! осмотр и дефекти-
ровку, делают эскиз сочленения между собой отдельных фаз, произво-
дят необходимую маркировку составных частей, подлежащих разбор-
ке.

Затем приступают к разборке избирателя, начиная ее с раскрепле-
ния и демонтажа поврежденной фазы с общей несущей конструкции
избирателя. Отвинчивают все гайки, крепящие конструктивные
летали избирателя к передней плите, и аккуратно снимают плиту,
стараясь при этом не повредись впрессованные в нее изоляционные
втулки и другие детали избирателя. После этого демонтируют повреж-
денные детали Детали со значительными дефектами, как правило, не
восстанавливают, а заменяют новыми, так как их восстановление
затруднительно даже в условиях ремонтного предприятия. Детали,
подлежащие использованию при последующей сборке избирателя,
осматривают, очищают от загрязнений и устраняют мелкие дефекты.

После проведения восстановительных работ, укомплектования
необходимыми деталями, материала?, и, приспособлениями и инстру-
ментом приступают к сборке избирателя.

I борку одной фазы избирателя РНТ-13 (рис. 25) выполняют в такой
последовательности. Устанавливают в отверстия передней и задней
Рис. 25. Избиратель РНТ-13:

и - одна фаза избирателя; б — три фазы избирателя; 1 — кронштейн; 2 и 11 — гайки; 3 —
шарнир; 4 - угольник; 5 - шайба; 6 - втулки; 7 - шпилька; 8 и 18 — бумажно-бакелито-
вые трубки; 9 — упор; 10 — гстинаксовая плита; 12 и 15 — шестерни; 13 и 76 — валы; 14 и
19 - муфты; 17 - деревянная планка; 20 - рама
опорных плит кронштейн таким образом, чтобы бобышки располага-
лись симметрично втулкам плиты, и закрепляют их на плитах болта-
ми. Между плитами неподвижные контакты размещаю: так, чтобы
стержень был расположен в отверстии втулки задней плиты, а шпиль-
ка - в отверстии втулки лере дней плиты, и закрепляют с помощью
гаек, навинчиваемых на концы стержней и шпилек. Затем отвертыва-
ют гайки крепления неподвижных контактов, снимают переднюю
плиту и вставляют вал с поводками в отверстие кронштейна закреп-
ленного на задней плите. После этого устанавливают и закрепляют
подвижный контакт избирателя на оси кронштейна так, чтобы пово-
док, закрепленный на валу, вошел в зацепление с шестерней (в форме
мальтийского креста) подвижного контакта. На подвижный контакт,
закрепленный в задней плите, вначале устанавливают второй подвиж-
ным контакт, затем переднюю плиту на шпильку неподвижных контак-
тов, так чтобы шейка вада вошла в отверстие кронштейна, а выступы
неподвижных контактов - в пазы втулок передней плиты. Неподвиж-
ные контакты закрепляют затягиванием гаек, установленных на
шля окал этих контактов, а подвижные - подтягиванием гаек на оси крон-
штейна передней плиты. F онтактное давление регулируют в соответствие с
нормой, производят проверку зацепления контакюв во всех девяти поло-
жения и определяют такж свободу вращения вала вращая его от руки. За-
канчивают сборку одной фазы избирателя, скрепляя переднюю и заднюю
плиты вверху и внизу стальными шпильками с налеаыми на них бумажно-
бакелитовых и трубками. Внизу, в основании избирателя, по краям
гетинаксовых плит устанавливают металлические угольники. Затем
три фазы избирателя собирают на общей рамс.

Сборку избирателя РН Т-20 (рис. 26) производят в такой послсдова-
ельности. Сначала укомплектовывают опорную плиту 3 отремонтиро-
ванными или новыми контактами, для чего в бакелитовую втулку
вставляют шпильки и устанавливают на них с двух сторон плиты
неподвижные контакты, выполненные в виде скоб. Затем скобы
закрепляют гайками с пружинными шайбами, располагая их в строгом
соответствии с первоначальным (до снятия) положением, так как
отклонение приведет к зацеплению подвижного контакта с неподвиж-
ным не по всей площади контактов. После этого к неподвижным
контактам приворачивают токоотводные шины с помощью болтов с
замковыми пластинами, устанавливают укомплектованную контакта-
ми и шинами опорную плиту на общ\- ю раму 2 избирателя и закрепля-
ют с по иощыо болтов с пружинным и шайбами и гайками. Затем на
опорную плиту устанавливают узел шестерни (в форме мальтийского
креста) с отводящим контактом и npi креппяют планки к избирателю с
Рис. 26. Избиратель Р НТ-20:

1 - выходной вал; 2 - рама; 3 - опорная плита: 4 - реверс; 5
естерни
6

неподвижные контакты; i — подвижные контакты; 7 — мальтийские
замковыми пластинами и i айками. После этого устанавливают по-
движные контакты 6 в первое положение и фиксируют па валу кони-
ческими штифтами такими же коническими штифтами зашплинтовы-
вают элементы приводной кинематической системы избирателя.
Закончив сборку избирателя, проверяют работу его подвижных
элементов, свободу вращения валов и подвижных контактов, качест-
во зацепления контактов во всех рабочих положениях избирателя,
степень нажатия контактов (давление на контактах 5-6 кгс/см2) и
наносят контрольные риски на элементах избирателя согласно черте-
жу или эскизу.

Ремонт реакторов сводится в основном к устранению ослабления
элементов магнитной системы. Если при ремонте реактора не предус-
матривается замена обмоток, то после осмотра состояния обмоток,
изоляции и паек проверяют степень усадки прокладок из электротех-
нического картона между элементами стержней магнитной системы. В
случае необходимости подтягивают верхнее накладное ярмо, предва-
рительно ослабив прессовку обмоток винтами. При усадке ярма на
1-1,5 мм достаточно подложить под его стыки картонные прокладки
соответствующей толщины.

При разрушении прокладок или нарушении заземлений в элементах
магнитную систему полностью разбирают, заменяют прокладки,
восстанавливают схему заземления и собирают реактор. После сборки
измеряют его индуктивность, которая должна соответствовать данным
расчетной записки.

11енсправности и ремонт основных наружных составных чаете* >
трансформатора. В процессе эксплуатации трансформатора вводы, бак,
охладители, расширитель и другие наружные составные части транс-
форматора изнашиваются и повреждаются. Поэтому при капитальном
ремонте трансформатора производят также осмотр и при необходимос-
ти ремонт этих составных частей [9,10].

Вводы напряжением до 35 кВ включительно. При ремонте вводы сни-
мают с крышки бака и тщательно осматривают. При осмотре обращают
внимание на состояние шпилек, фланцев, фарфора и колпачков.
Проверяют отсутствие течи масла в армировочных швах. Для этого
фарфор опускают на несколько часов в масло, затем поверхность
тщательно обтирают салфетками и опыляют мелом. Затем прогревают
фарфор до 50’С. Трещины обозначаются следами выступающего из них
масла. Если при осмотре выявлено наличие сколов фарфора площадью
более 3 см2 или царапин глубиной более 0,5 мм, ожогов на глазури от
электрической дуги, трещин фланца, обоймы или кольца, течи масла,
то вводы переармируют.
Ремонт фарфоровых покрышек начинают с очистки поврежденных
мест фарфора от загрязнений, обезжиривают, высушивают и покрыва-
ют клеем Ь<ь-4, бакелитовым или глифталевым лаком. После этого
производят термическую обработку слоя при 55-60eC в течение
15 мин. Затем покрытие выдерживают при комнатной температуре в
течение 1 ч и производят термическую обработку слоя при 55-60°С в
течение 15 мин, Повторяют покрытие и его обработку 2 раза. Послед-
ний слой обрабатывают при 80-90°С в течение 1 ч.

Ремонт армированного ввода начинают с удаления старой армиро-
вочной замазки. Для этого нагревают фарфор изолятора в термошкафу
до 500вС или с помощью автогенной горелки до ЮО’С, а фланец - до
такого состояния, при котором армировка начнет трескаться и высы-
паться. Затем легкими постукиваниями молотка по фланцу освобож-
дают его от изолятора. После этого приступают к армировке ввода. Для
этого колпачок ввода с ввернутым и впаянным в него стержнем уста-
навливают в вертикальное положение и укладывают в него резино-
вую прокладку. Аккуратно вставляют изолятор, устанавливают
резиновую прокладку и фланец, на конец стержня надевают гетинак-
соьую и стальную шайбу, навертывают и затягивают гайку. Затем
фарфоровый изолятор и фланец ввода плотно сжимают скобой. Подго-
товив таким образом ввод, заполняют зазор между фланцем и изоля-
тором цементирующим глетоглицериновым или магнезиальным
составом. После застывания состава очищают ввод от подтеков и
смазывают поверхность шва эмалью 12(11 или 624С. Переармированный
ввод выдерживают до установки на трансформатор не менее 48 ч при
комнатной температуре.

В зависимости от состояния армировочного шва производят частич-
ный ремонт, если его разрушение составляет менее 3( % относительно
длины окружности. При ремонте расчищают зубилом поврежденный
участок шва и заливают цементирующим составом, состоящим по
массе из 140 частей магнезита, 70 частей фарфорового порошка и 170
частей раствора хлористого магния (состав пригоден к использованию
в течение 20 мин). После застывания поверхность шва покрывают
эмалью 1201 или 624С. После ремонта или демонтажа с трансформатора
фарфоровые вводы напряжением до 35 кВ включительно испытывают
на герметичность трансформаторным маслом при 60-70вС в течение 1 ч
при избыточном давлении масла 0,15-0,2 МПа, создаваемом гидравли-
ческим прессом. Паяные и сварные детали ввода опрессовывают и
проверяют на просачивание мыльным раствором.

Электрические испытания вводов на пробой производят перемен-
ным током частотой 50 Гц повышенного напряжения в течение 1 мин.
При этом внутренняя полость ввода должна быть заполнена сухим
трансформаторным маслом с пробивным напряжением не менее 35 кВ.
Для этого ввод монтируют на фланце технологического бачка, запол-
ненного маслом.

Испытательное напряжение для вводов 6 кВ составляет 32 кВ; для
10 кВ 42 кВ; для 35 кВ 100 кВ.

Вводы напряжением ПО кВ. В процессе эксплуатации происходит
нарушение целостности армировочных швов, появляются трещины и
сколы у фарфоровых покрышек и другие повреждения, увлажняется
внутренняя изоляция. Работы по ремонту вводов проводят в специа-
лизированных ремонтных мастерских в зависимости от объема и
характера дефектов ввода.

Ремонт фарфоровых покрышек заключается, как правило, в склеи-
вании отколовшихся частей фарфора или окраске мест скола фарфора.

Незначительные, мелкие дефекты на фарфоровых покрышках ввода
(небольшие сколы ребер, выбоины и т.д.), общая площадь которых не
превышает 0,05-0,07% от поверхности покрышки, устраняют в условиях
эксплуатации при производстве ремонтов трансформаторов. Для этого
готовят смесь из шоксидной смолы ЭД-20 (100 частей по массе), поли-
этиленполиамид (13,5 частей) и фарфоровой муки (10 частей). Эпоксид-
ную смолу предварительно нагревают в термостате при 60-70’С в
течение 20 мин, охлаждают до комнатной температуры, после чего
вводят полиэтиленполиамин, фарфоровую муку и смесь тщательно
перемешивают. Отколовшиеся части фарфора очищают и обезжирива-
ют ацетоном. На склеиваемые поверхности наносят шпателем слой
смеси толщиной 0,5 мм, прижимают их друг к другу, удаляют потеки
смеси и оставляют в сжатом состоянии до полного затвердения клея.

Окраску мест скола фарфора выполняют смесью, состоящей из
эпоксидной смолы ЭД-20 (45,5%), белой сухой глазури (13,5%), оксида
цинка (18,3%) и ацетона (22,7%). Место скола тщательно очищают от
загрязнений, высушивают, обезжиривают и наносят приготовленную
смесь. Для окраски мест скола могут быть использованы влагостойкий
лак 4С, натуральная олифа с присадкой сиккатива, а также клей марки
БФ-4.

Замену изолятора измерительного вывода маслонаполненного
ввода НО кВ производят при повреждении изолятора. Для этого
сначала сливают масло из верхней части вертикально установленного
ввода до опорного фланца соединительной втулки, затем отворачи-
вают болты и снимают коробку и защитный колпак вывода. Отвернув
гайку М8, вынимают проводник. Далее с контактной шпильки снимают
гайки М8, шайбу и прокладку. Затем, сняв фланец, осторожно вынима-
ют изолятор вывода из гнезда соединительной втулки и устанавлива-
ют новый изолятор. Сборку вывода производят в обратной последова-
тельности. Далее заливают ввод маслом и вакуумируют его.

Замену поврежденного стекла маслоукаэателя у негерметичных
вводов напряжением НО кВ выполняют в такой последовательности.
Сначала вывертываю! пробку из отверстия ВК (отверстие для выхода
воздуха при доливке масла в расширитель ввода) и сливают масло в
маслоотборное устройство. Затем, вывернув накидную гайку, снимают
верхний держатель. После этого, вынув поврежденное стекло, очища-
ют прокладки, устанавливают новое стекло и собирают маслоуказа-
тель в обратной последовательности. Затем через масло отборное
устройство, оставляя отверстие ВК открытым, насосом доливают масло
в расширитель ввода и устанавливают уровень масла в маслоуказате-
ле (2/3 высоты стекла маслоукаэателя при 15-20вС). После этого отвер-
стие пробки закрывают, надежно уплотнит его льняной паклей,
пропитанной бакелитовым лаком.

Ремонт деталей ввода из чугунного и алюминиевого литья сводится
в основном к исправлению дефектов в литье (устранению пор, через
которые происходит течь масла) при помощи лакокрасочных материа-
лов. Для этого на пористую поверхность детали наносят эпоксидный
клей на основе смолы ЭД-20. Работу выполняют при 18- 20вС.

Из ввода сливают масло до уровня несколько ниже течи. Для
максимального удаления масла из места течи внутри ввода вакуум-
ным насосом создают разрежение. Поверхность, подлежающую исправ-
лению, высушивают, очищают от пыли, краски и ржавчины. Краску и
ржавчину удаляют растворителем, жестком щеткой, наждачной бума-
гой или другим способом. Затем при достижении установленного
значения разрежения во вводе подготовленную поверхность тщатель-
но протирают тканью, смоченной в бензине или ацетоне, и выдержи-
вают 10-15 мин до высыхания.

После этого приготовляют клей, состоящий из смолы ЭД-20 (90%),
которая должна быть разбавлена ацетоном или растворителем Р-4 до
консистенции жидкой сметаны (но не более 30% от массы смолы),
полиэтиленамина (10%) и наполнителя (более 100% от суммы смолы и
нолиэтиленполиамина). Для склеивания деталей из алюминиевого
литья наполнитель состоит из 0,1-0,3 алюминиевой пудры, а для
склеивания деталей из чугуна 0,8-1,2% железного порошка.

При приготовлении клея сначала взвешивают смолу и наполнитель,
тщательно размешивают смесь, затем вводят полиэгиленнолиамин и
вторично размешивают смесь. Приготовленный по такой технологии
клеи пригоден в течение 30-40 мин.
Заливку мест дефектов производят при разрежении во вводе.
Места, подлежащие исправлению, разогревают (например, рефлекто-
ром) до 6(ГС и на разогретую поверхность кистью или тампоном нано-
сят клей, который тщательно втирают в поры.

Ввод после ремонта деталей выдерживают при 18-20“С не менее 1 ч.
Термическую обработку следует начинать не раньше чем через 2-3 ч
после нанесения клея. В некоторых случаях для ремонта деталей
пользуются лаком МЛ-92. Для этого детали протирают уайт-спиритом,
прогревают при 120Т в течение 15-20 мин и подготовляют герметич-
но закрывающуюся емкость, которую подсоединяют к вакуумному
насосу, создающему вакуум с остаточным давлением не более 5332 х
х 10"6 МПа (40 мм рт.ст.).

Затем детали погружают в емкость, которую уплотняют, включают
вакуум-насос и детали выдерживают под вакуумом в течение 5 мин.
Далее вакуум-насос отсоединяют и в емкость впускают пропитываю-
щую жидкость (лак МЛ-92). При создавшемся давлении 0,4 МПа детали
выдерживают в течение 5 мин, после чего пропитывающую жидкость
сливают, а детали оставляют в течение некоторого времени (15 мин) в
емкости для того, чтобы избыток жидкости стек с поверхности.

После этого емкость открывают, детали вынимают, помещают в печь
(термостат) и выдерживают при 120’С в течение 5 ч. При проведении
работ контролируют вязкость пропитывающего лака визкозиметром
ВЗ-4, она не должна превышать 22-32 с.

Устранение течи масла в местах уплотнений пробок расширителя,
маслоуказателя, клемм, фланцев, измерительного (специального)
вывода и других мест производят подтяжкой болтов, пробок, накид-
ных гаек.

Течь между фарфором и металлическими деталями ввода (напри-
мер, в месте механического крепления покрышек к соединительной
втулке) устраняют подтяжкой болтов или гаек равномерно по окруж-
ности, при этом соблюдают осторожность во избежание поломки
фарфора. Если этих мер недостаточно, резиновые прокладки заменяют
и ввод полностью разбирают.

Течь уплотнений в нижней и верхней частях протяжного ввода
для трансформаторов устраняют без полной разборки ввода. Чтобы
устранить течь в нижней части герметичного ввода, нужно снять
экран, отвернуть болты уплотняющего фланца, заменить резиновую
прокладку и собрать ее в обратной последовательности. Далее следует
отрегулировать давление.

Для устранения течи в верхней части герметичного ввода нужно
снять контактную клемму, отвернуть гайку и снять защитный колпак,
а затем уплотняющий фланец и заменить резиновую прокладку.
Собирают верхнюю часть ввода в обратной последовательности, после
чего регулируют давление.

Бак и крышка. Сначала проверяют состояние сварных швов. Места
течи очищают от грязи, обезжиривают ацетоном или бензином и
заваривают электродуговой сваркой (желательно постоянным током),
а на ребре и стенке бака - газосваркой. Заделку трещин можно произ-
води ь специальными эпоксидными смолами. Удаляют шлак и зачи-
щают сварные швы металлическими щетками. Затем проверяют каче-
ство шва, для чего с наружной или внутренней поверхности бака
сварочный шов покрывают мелом а с противоположной - смачивают
керосином. Отсутствие пятен на забеленной поверхности указывает на
хорошее качество шва. После этого проверяют и восстанавливают
поврежденную резьбу отверстий и гнезд упорного бортика на разъеме
бака и устраняют неисправности. При необходимости устраняют погну-
тости и вмятины корпуса бака. Счищают и обезжиривают внутреннюю
поверхность, красят маслостойкой эмалью 624С, J2C1, ВЛ-515 или
ВЛ-ОЗК, а затем сушат в течение 5 ч при 15- 20вС. Соприкосновение
окрашенных участков с маслом допускается не ранее чем через 24 ч
после окончания сушки. Наружную поверхность красят эмалью ПФ-115
(серого цвета) после сушки и пропитки активной части маслом, пред-
варительно зашпатлевав и загрунтовав сварные швы.

Расширитель. Отвертывают болты боковых люков расширителя, а
при их отсутствии вырезают одну из боковых стенок. Затем проводят
осмотр внутренней и внешней поверхности и определяют состояние
расширителя. Ремонтируют при необходимости указатели уровня
масла. После этого проводят очистку внутренней и внешней поверх-
ностей от загрязнений и коррозии салфетками, смоченными в бензине,
сушат и красят маслостойкой эмалью 624С, 1201 или НЦ-51-23 внутрен-
нюю поверхность расширителя. Вырезают новую стенку и приваривают
или привер тывают к корпусу расширителя. После испытания на герме-
тичность красят наружную поверхность расширителя. Осматривают
устройства азотной или пленочной защиты и проверяют их на герме-
тичность. Обнаруженные повреждения мягких резервуаров азотной
защиты устраняют путем наложения заплат из однотипного материала
(прорезиненном ткани). При серьезных повреждениях (разрывах)
гибких оболочек пленочной защиты их устраняют или оболочку заме-
няют.

Затем разбирают, чистят и собирают отстойник. Разбирают, чистят и
промывают растворителем маслоуказатель. собирают и проверяют
сообщаемое™ маслоуказателя с расширителем. Разбирают (при нали-
чии) стрелочный маслоуказатель, проверяют состояние узлов кинема-
тической системы, собирают, проверяют его работу в собранном виде и
устанавливают на расширитель.

Разбирают воздухоосушитель, очищают внутреннюю и наружную
поверхности, собирают, заполняют сухим крупнозернистым силика-
гелем. Расширитель испытывают на герметичность столбом масла
высотой 1,5 м в течение 20 мин.

Выхлопная труба. При ремонте выхлопной трубы ее разбирают,
очищают внутреннюю поверхность от ржавчины и красят эмалью
624С или 1201. Стеклянный диск протирают от грязи и налета масла.
Поврежденный диск заменяют. Для дисков диаметром 1?>0-200 мм
применяют стекло толщиной 2,5-3 мм, при диаметре 250 мм и выше
4-4,5 мм. При отсутствии стекла можно применять медную фольгу
толщиной 0,1-0,15 мм, окрашенную с обеих сторон эмалью 624С.
Уплотняющие резиновые прокладки промазывают клеем или бакели-
товым лаком.

Предохранительные клапаны. Разбирают, очищают и притирают
уплотняющие поверхности клапанной части. Проверяют с помощью
динамометра работу клапанного механизма. Уплотнения заменяют
новыми.

Отсекатель разбирают, промывают и протирают узлы. После этого
собирают отсекатель и проверяют на срабатывание. При необходимости
меняют уплотнения.

Разбирают газоотводный трубопровод, очищают и промывают трубы
трансформаторным маслом и герметизируют.

Радиаторы. Внешним осмотром определяют состояние сварки,
уплотнений и наружной покраски. Плотный наружный слой загрязне-
ний на радиаторах удаляют ультразвуковой очисткой или 10- 15%-ным
щелочным раствором (каустической содой) в специальных ваннах с
последующим погружением радиаторов в ванну с проточной водой.
Перед промывкой испытывают радиатор на герметичность сжатым
воздухом давлением 0,2 х 1О’Ь МПа в течение 5-10 мин. Внутреннюю
поверхность радиатора в случае загрязнения или наличия ржавчины
промывают с использованием фильтропресса горячим маслом (60-
70еС) в течение 1- 1,5 ч. При необходимости заварки дефектных мест ее
производят электросваркой тонким электродом (или применяют
замазки из пластмасс или эпоксидных смол). Радиаторы испытывают
на герметичность давлением столба масла высотой, равной высоте
столба масла от нижней точки подвешенного радиатора до верхней
точки расширителя плюс 0,5 м или таким же давлением, создаваемым
с помощью ручного пресснасоса в течение 15 мин. После промывки и
испытании на фланцы радиаторов устанавливают заглушки или дере-
вянные пробки. Крепят наружную поверхность радиаторов. Уплотне-
ния сливных пробок выполняют из льняного волокна или асбестового
шнура, пропитанного бакелитовым лаком и подсушенного на воздухе.
Проверяют работу кранов. Заменяют при необходимости уплотнение
сальника. Неисправные краны заменяют.

Охладители системы охлаждения типа ДЦ. При ремонте охладите-
лей вскрывают верхнюю и нижнюю коробки (коллекторы), тщательно
очищают, обезжиривают и заваривают места течи в сварных швах
трубки с трубной пластиной. Прочищают внутреннюю поверхность
трубок, проверяют перегородки ходов и устанавливают верхнюю и
нижнюю крышки охладителя, предварительно очистив их. Испытыва-
ют охладители сухим трансформаторным маслом. Для этого охлади-
тель заполняют прогретым до 6(ГС маслом и поднимают с помощью
маслонасоса избыточное давление до 0.21 МПа, перекрывают задвижку
и отключают маслонасос. После испытания охладитель промывают
горячим трансформаторным маслом с очисткой его через фильтры
ФОСН-ЗО, ФОСН-60 или ФГН до отсутствия на фильтровальной
ткани следов ржавчины и грязи. Значение электрической прочнос-
ти масла должно быть не ниже 45 кВ.

Аосорбные фильтры. При ремонте фильтр разбирают, удаляют отра-
ботанный сорбент, очищают, обезжиривают и красят. Промывают
фильтр трансформаторным маслом, подогретым до 60’С, и испытывают
его на герметичность избыточным давлением масла 0,2 МПа в течение
30 мин. Засыпают фильтр отсеянным от пыли силикагелем и промыва-
ют его через фильтропресс. Силикагель, поставляемы в негерметич-
ной упаковке, перед засыпкой прокаливаю! слоем в 150 мм при темпе-
ратуре 500— 60()°С.

При ремонте маслопроводов, арматуры системы охлаждения разби-
рают и чистят задвижки, клапаны и крапы; производят внутреннюю и
наружную очистку поверхностей труб и протирку их техническими
салфетками без ворса. Производят притирку клапанов, замену резино-
вых и сальниковых уплотнений. Промывают в течение 1 ч внутренние
поверхности труб трансформаторным маслом, подогретым до 60°С.

Бессальниковый электронасос типа ЭПТ. Осматривают и вскрывают
насос, проверяют биение вала, состояние подшипников, крепления
рабочего колеса, наличие натиров и заусенцев на корпусе и колесе.
Непригодные детали заменяют. Измеряют сопротивление изоляции
статорных обмоток двигателя мегаомметром, оно должно быть не
менее 0,5 МОм. После этого собирают насос, проверяют вращение
двигателя вручную и опробуют его перекачиванием трансформаторно-
го масла во временный бак. Испытывают электронасос на герметич-
ность опрессовко 1 трансформаторным маслом температурой 80*С и
давлением 0,65 МПа в течение 10 мин. Измеряют вибрацию корпуса
насоса. Красят наружную поверхность эмалью ПФ-115, предварительно
обезжирив ее. Сушат после покраски в течение 5 ч при 15-20°С.

Вентиляторы и крыльчатки. Сначала проверяют зазор между крыль-
чатками вентиляторов и диффузорами по всему периметру, он
должен быть равномерным и не превышать 1,5% диаметра. Затем
заменяют амортизационные прокладки под лапами двигателей. Очи-
щают вентиляторы от пыли и загрязнений, измеряют мегаомметром на
5>>0 В сопротивление изоляции статорных обмоток двигателе! (пофаз-
но). Проверяют состояние доступных мест паек и контактов»

После этого включают двигатель и измеряют вибрации в трех
точках вибрографом ВР-1. При значении вибрации, превышающем
0,06 мм, проверяют биение лопастей вентиляторов в осевом направле-
нии, снимают вентилятор и производят его статическую и динамичес-
кую балансировку.

Проверяют состояние подшипников и заменяют их смазку. Непри-
годные подшипник.! заменяют. После этого собирают вентилятор и
проверяют повторно его вибрацию.

Термосифонныи фильтр. При ремонте выгружают отработанный сор-
бент и разбирают термосифонный фильтр. Очищают внутреннюю
поверхность фильтра, патрубков, сетки и решетки от загрязнений
промывают чистым сухим трансформаторным маслом. Затем проверя-
ют на отсутствие течей и засыпают в фильтр свежий сорбент (силика-
гель марки КСМ с размером зерен 2,7-7 мм), предварительно просу-
шенный нагревом до 140°С в течение 8 ч или до ЗОСГС в течение 2 ч. При
необходимости внутреннюю поверхность фильтра покрывают нитро-
эмалью 624С.

10.	ИСПЫТАНИЯ И ИЗМЕРЕНИЯ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ
РЕМОНТЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Испытания трансформаторов проводят по программе, составленной
в соответствии с ГОСТ 11677-85 ’’Трансформаторы силовые. Общие
технические условия”; ГОСТ 3484.3-88 и ГОСТ 3484.5-88 ’’Трансформа-
торы силовые. Методы испытание”; ГОСТ 1516 1-76 ’’Электрооборудо-
вание переменного тока на напряжение от 3 до 500 кВ. 1 ребования к
электрической прочности изоляции'’, ГОСТ 1516.2-76 ’’Электрообору-
дование и электроустановки переменного тока на напряжение 3 кВ и
выше. Общие методы испытании электрической прочности изоляции’’
и ’’Нормам испытаний электрооборудовании".

Все виды испытании трансформаторов можно подразделить на пред-
варительные, промежуточные и окончательные [9].

Предварительные испытания производят до вскрытия трансформа-
тора и определяют характер повреждения. В объем этих испытании
входят: испытание трансформаторного масла, измерение сопротивле-
ния постоянному току межлистовои изоляции активной стали магнит-
ной системы, измерение потерь холостого хода при малом напряже-
нии, измерение сопротивления обмоток постоянному юку.

Проме ^суточные испъпания выполняют в процессе ремонта, когда
трансформатор разобран. Перечень испытаний и измерений при этом
зависит от о ьема ремонтных работ. При полной разборке активной
части и магнитной системы в объем испытании входят:

1)	испытание в процессе лакировки пластин магнитной системы
трансформатора (контроль толщины лаковой пленки, измерение
электрического сопротивления лаковом пленки);

2)	испытание магнитной системы после ее сборки: испытание прило-
женным напряжением 1 кВ частотой 50 Гц в течение 1 мин изоляции
стяжных шпилек или металлических бандажей в стержнях, изоляции
ярмовых балок стяжных шпилек и полубандажей относительно актив-
ной стали и между собой; измерение сопротивления постоянному току
меж листовой изоляции активной стали (допускается отклонение
измеренного сопротивления магнитной системы от данных предыдущих
измерений или заводских не более 2С 5, сумма измеренных сопротив-
лений изоляции всех пакетов не должна отличаться от измеренного
полного сопротивления более чем на ’ 3%);

3)	проверка правильности выполнения заземления;

4)	возбуждение магнитном системы номинальным магнитным пото-
ком для определения местных дефектов (перегревов), распределения
напряжений по пакетам, тока и потерь холостого хода;

5)	предварительное испытание обмоток в запрессованном состоя-
нии до установки их на стержни магнитной системы: проверка на
отсутствие замыкании параллельных проводов между собой и на
отсутствие витковых замыканий (прибором Морозова), измерение со-
противления постоянному току на всех регулировочных ответвлениях;

6)	предварительное испытание после установки обмоток и заших-
товки ярма: испытание изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок,
полубандажей, прессующих колец на отсутствие замыканий на актив-
ную сталь магнитной системы, опыт холостого хода на малом напряже-
нии (проверка на отсутствие витковых замыканий), определение
коэффициента трансформации каждой пары обмоток на всех стержнях,
определение группы соединении обмоток по временно собранной
схеме, проверка равенства чисел витков в параллельных ветвях обмо-
ток, проверка равенства напряжений обмоток НН однофазного транс-
форматора и схемы соединения обмоток, определение коэффициента
трансформации на всех рабочих ответвлениях, измерение сопротивле-
ния постоянному току межлистовои изоляции пластин магнитной
системы;

7)	измерение после пайки схемы соединений обмоток (коэффициен-
та трансформации, группы соединения обмоток, потерь холостого хода
при малом напряжении, сопротивления обмоток постоянному току,
потерь и напряжения короткого замыкания на малых токах).

Окончательные (приемо-сдаточные) испытания трансформатора пос-
ле сушки и заливки маслом включают в себя:

испытание пробы масла из трансформатора на электрическую проч-
ность, сокращенный химический анализ и определение тангенса угла
диэлектрических потерь tgd;

измерение характеристик изоляции: сопротивления изоляции
коэффициент а абсорбции /<абс = тангенса угла диэлектри-
ческих потерь изоляции tg6, отношения емкое гей изоляции, соответ-
ствующих частотам приложенного напряжения 2 и 50 I ц Qc* потерь
холостого хода при малом напряжении;

проверку группы соединения обмоток, измерение сопротивления
обмоток постоянному току, измерение потерь и напряжения коротко-
го замыкания на малых токах, испытание витковой изоляции индук-
тированным напряжением, измерение потерь и тока холостого хода
при номинальном напряжении, повторное измерение характеристик
изоляции трансформатора, испытание изоляции приложенным напря-
жением, измерение потерь и тока холостого хода при малом напря-
жении для трансформаторов мощностью 10 МВ • А и более, испытание
бака трансформатора на маслоплотность.

Для трансформаторов с устройствами РПН обязательными испыта-
ниями являются измерение силы контактного нажатия контактора и
избирателя и проверки последовательности действия контактов -
снятие круговой диаграммы.

Если в процессе испытания трансформатора хотя бы один из пара-
метров не буде । соответствовать требованиям действующих правил, то
после выявления и устранения дефектов должны быть проведены
повторные испытания в полном объеме. Результаты повторных испы-
таний являются окончательными. Результаты всех испытании и изме-
рении необходимо записывать в протокол испытаний трансформатора.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.	Аишин В,Ш.» Худяков ЗЛ. Сборка трансформаторов и их магнитных систем. Мл
Высшая школа, 1985.

2.	ХудякоаЗ-И. Ремонт трансформаторов. Мл Высшая школа» 1986.

3.	Атабеков В.Б. Ремонт трансформаторов и электрических маши i. Мл Высшая школа,
1983.

4.	Ммнскер ЕТ., Дымков АЛ.» Смлич ИЛ. Электромонтер-обмотчик по ремонту
трансформаторов. Мл Высшая школа, 1979.

5.	Фишпширшн B5L, Туткеяич А.С. Мен г аж силовых трансформаторов. Мл Энерго-
издаг, 19Й.

6.	Трансформаторы силовые масляные напри геми м до 220 кВ включительно Схема
обмоток и изоляции при капитальном ремонте. РТМ 34-38-034-85 / Сою с » • энерго. Москва,
1986.

7.	Трансфер маторы силовые. Транспортирование, разгрузке, хранение, монтаж и ввод в
эксплуатацию. РД 363-87/ПО "Запоролтрансформатор’. 1987.

8.	Фарбман С.А.» Бун А.Ю., Рамхлмв И.М. Ремонт и модернизация трансформаторов. —
3-е изд., перераб. и доп. Мл Энергия, 1976.

9.	Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей / Под
ред. К.М.Антипоиа, И.В .Бандуилова. Мл Энергоатомизл п, 1987.

10.	Бажанов С.А. Техническое обслу+ ивание и ремонт вводов и иоляторов высокого
напряжения. Мл Энсргоатомиздат, 1984.

П.	Голодцов Ю.М. Контроль за состояние м трансформаторов. Nt: Энсргоатомиздат»
1938.

12.	ГинзбургЧДнк JlJt Такелажные работы при монтаже оборудования электростанции.
Мл Энергия, 1970.

13.	Рснэенмая М.И., Антонов 1.0. Ремонт магиитороводов трансформаторов. Мл Энер-
гия, 1979.
ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие.............................................................   3

Введение ................................................................. 4

1.	Основные сведения о трансформаторах ............................... 5

2.	Технические средства, применяемые при капитальном р- монте трансформо-
*ороз ...............................................................  20

3.	Организация и подготовка капитального ремонта трансформаторов *... 28

4.	Разборка трансформаторов ........................................  33

5.	Сборка трансформаторов ........................................... 36

6.	Особенности капитального ремонта трансформаторов напряжением ПО кВ с
устройствами РПН ..................................................... 48

Особенности ремонта rpaj сформаторов с навитыми (ленточными) Мини -
ными системами .....................................,.............. 51

8.	Сушка трансформаторов в условиях эксплуатации .................... 53

9.	Неисправности и ремонт составных частей трансформаторов .......... 65

10.	Испытания и измерения при калитши ном ремонте трансформаторов ... 89

Список литературы........................................................ 92
Производственно-практическое издание

Шонии Юрий Петрович

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СО СМЕНОЙ ОБМОТОК

СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 6-110 кВ

Зав. редакциейМ.П. Соколова

Редактор И.Ф. Милешина

Художественные редакторы В. А. Гозак-Хозак, Т.Н. Хромова

Технический редактор Г.С. Ефимова

Корректор С.В. Малышев»

ИБ № 3103

Набор выполнен в издательстве. Подписано в печать с оригинала-макета 16,06,91.
Формат 60x88 1/16. Бумага офсетная № 2. Печать офсетная. Усл.печ.л. 5,88.
Усл.кр.-отт. 6,12. Уч.-изд.л. 6,23. Тираж 1000 экз. Заказ 77. СО71.

Энергоатомпздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзован наб., 10.

Отпечатано в Московской типографии N 9 НПО ’’Всесоюзная книжная палата”
Министерства печати и информации Российской Федерации

109033, Москва, Волоч хевская ул., 40.
Э Н Е Р Г О А Т О М И 3 Д А Т

ГОТОВИТ К ВЫПУСКУ В 1992-1993 Г.

СЛЕДУЮЩИЕ КНИГ И:

Тереш со 0-А. Эксплуатационно-ремонтное обслуживание
сельских электрических сетей. 7,5 л.: ил.

’□осмотрены инженерно-экономические методы организации эксплуатации
сельских электрических сетеи 0,38 — 2Г кВ, основ энные на современных
математических методах планирования и управления. Основное внимани'
уделено расчетам эффективности принимаемых решений, рациональному
годовому планированию капитального ремонта и мероприятии по повышению
надежности электроснабжения сельского хозяйства.

Для инженерно-технических работников энергосистем, предприятии и
районов электрических сетей

Мусаэлян Э.С. Как оценить возможность включения в
работу нового электрооборудования. 10s5 л.: ил. - (Б-ка
электромонтера).

Рассматриваются методы, применяемые на электростанциях и подстанциях,
для оценки состояния нового электрооборудования перед вводом его в
эксплуатацию и методы выявления его дефектов. Описание проверок,
измерений и испытаний увязано с конструктивными особенностями электро-
оборудования. Учтена возможность использования изложенных методов не
только для рассматриваемого, но и для аналогичного оборудон кия.

Для электромонтеров, занятых монтаже м, наладкой и эксплуатацией
нов. х энергетических обьектов.
Зотов Б.К., Починок П.Г. Справочник электромонтажника.
Монтаж вторичных ценен электроустановок / Под ред. А.Д.
Смирнова, Б.А. Соколова А.И, Трифонова. - 2-е изд. перераб.
и доп. 9,5 л.: ил.

При . г пень, общи сведения о вторичных целях промышленных электро-
установок, приборах, аппарат.х, комплектных устройствах, провод i< и
кабелях, использу емых в этих ш пях. Даны условны обозначения, изложены
основны принципы построения и чтения электрич еских схем. Приведены
осиовны правила и передовые [оды производства работ по монтажу
вторичны- цепей, изложены тр-боеанил к технике безопасности . Первое
изданг вышло в 133 г. Во втором издании учтены новые нормативные
документы, прицелены новы материалы и изделия для монть ка.

Для ин * емерно-ггхмических работников и раоочих, занятых на монте *е и
в эксплуатации вторичных цепей промышленных электроустановок.

Книги можно за г маг. в «них магазинах, зажимающихся распространи
нием г х ни ческой литературы.