/
Text
А.А.ПЯСТОЛОВ
И.М.РАЙХЛИН
РЕМОНТ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
I И II ГАБАРИТОВ
Библиотека
ЭЛЕКТРОМОНТЕРА
Выпуск 456
А. А. ПЯСТОЛОВ, И. М. РАЙХЛИН
РЕМОНТ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
I И II ГАБАРИТОВ
МОСКВА
«Э Н Е Р Г И Я»
1977
6П2.1.081
П 99
УДК 621.314.2.004.67
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ:
Большам Я. М., Зевакин А. И., Каминский Е. А., Ларионов В. П-
Мусаэлян Э. С., Розанов С. П., Семенов В. А., Смирнов А. Д-,
Соколов Б. А., Устинов П. И.
АЛЕКСЕЙ АНДРЕЕВИЧ ПЯСТОЛОВ
ИЛЬЯ МАРКОВИЧ РАЙХЛИН
Ремонт трансформаторов I и II габаритов
Редактор Е. Л. Маршак
Редактор издательства И. П. Березина
Обложка художника Н. Т. Я р е ш к о
Художественный редактор Н. П. Стрельцов
Технический редактор М. Г. Юханова
Корректор Э. А. Филановская
ИБ № 400
Сдано в набор 12/У1П 1976 г. Подписано к печати 6/1 1977 г.
Т-03405 Формат 84X108*/» Бумага типографская Л6 2
Усл. печ. л. 6,3 Уч.-изд. г. 6,57
Тираж 25 000 экз. Зак. 762 Нева 24 коп.
Издательство «Энергия», Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Московская типография № 10 Союзполиграфлрома
при Государственном комитете Совета Министров СССР
ло делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Пястолов А. А. и Райхлин И. М.
П 99 Ремонт трансформаторов I и II габаритов. М.,
«Энергия», 1977.
120 с. с ил. (Б-ка электромонтера. Вып. 456).
В книге освещается современная технология ремонта трансформа-
торов I и П габаритов с заменой обмоток применительно к условиям
электроремонтных цехов промышленных предприятий и подразделений
сельского хозяйства.
Рассматриваются организация и современные методы ремонта
трансформаторов с применением новейшего несложного технологиче-
ского оборудования. Указываются меры по увеличению межремонтного
периода и повышению эксплуатационной надежности трансформаторов.
Книга предназначена для электрослесарей, выполняющих ремонт
тр ан сформ аторов.
,, 30307-082
П 051(01)-77 44-76
6112.1.081
@ Издательство «Энергия», 1977.
ПРЕДИСЛОВИЕ
Без электроэнергии сейчас немыслима деятельность
ни в одной отрасли народного хозяйства, электропри-
боры все полнее входят в быт советских людей.
Исходя из технико-экономической целесообразности
выработка, передача и распределение электрической
энергии производятся при различных напряжениях пе-
ременного тока. На пути от электростанции до потреби-
теля это изменение напряжения — трансформация —
происходит несколько раз. Суммарная мощность транс-
форматоров общего назначения сейчас примерно в 9 раз
превышает установленную мощность генераторов.
Отечественные трансформаторные заводы непрерыв-
но увеличивают выпуск все более совершенных транс-
форматоров разных назначений и электрических пара-
метров. На всемирной выставке «Электро-72» в Москве
экспонировались образцы и модели советских трансфор-
маторов, выпускаемых серийно. Среди них были сило-
вые трансформаторы общего назначения рекордной
мощности — 1 млн. кВ - А типа ТЦ-1.000000/330, рекорд-
ного напряжения—750 кВ, типа АОДЦТ-417000/750/500,
а также трансформатор 1-го габарита типа ТМ-63/10.
Для питания потребителей малой мощности, а также
разбросанных по большим территориям — небольшим
населенным пунктам, мелким промышленным и сель-
скохозяйственным предприятиям, отдельно стоящим ус-
тановкам требуются источники питания небольшой еди-
ничной мощности, которыми являются силовые распре-
делительные трансформаторы I—II габаритов. Они
получили в народном хозяйстве СССР очень широкое
распространение.
По мере роста парка действующих трансформаторов
непрерывно растет количество трансформаторных еди-
ниц, требующих по тем или иным причинам ремонта.
Их ремонтируют на специализированных заводах,
в электроремонтных цехах промышленных предприя-
тий, мастерских, в электроремонтных подразделениях
системы сельского хозяйства или в общих мастерских
по ремонту сельхозтехники. Иногда некоторые работы
проводят на месте установки трансформатора, но для
трансформаторов I—II габаритов это не является ха-
рактерным, так как их транспортировка особого труда
не составляет.
Настоящая книга написана для рабочих указанных
ремонтных предприятий и подразделений. Цель ее —
ознакомить рабочих с передовыми методами ремонта
трансформаторов I—II габаритов, с направлениями, по
которым развивается производство трансформаторов на
заводах, и с мероприятиями, направленными на повы-
шение производительности труда и качества ремонтных
работ.
В книге освещены основные вопросы, с которыми
электростесари сталкиваются при ремонте трансформа-
торов.
Авторы благодарят Н. М. Слонима, Е. Л. Маршака
и А. И. Аскпназп за большую помощь в работе над ру-
кописью при подготовке книги к изданию.
Авторы будут признательны за критические замеча-
ния и пожелания, которые просят направлять по адре-
су: 113114, Москва, Шлюзовая наб., изд-во «Энергия».
Автор
I. ТРАНСФОРМАТОРЫ
ДЛЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
1. ТРАНСФОРМАТОРЫ 1—11 ГАБАРИТОВ
Настоящая книга охватывает силовые масляные
трансформаторы общего назначения I—II габаритов.
Деление трансформаторов на габариты является услов-
ным, оно с течением времени меняется. Например, II га-
барит трансформаторов, выпускавшихся ранее по
ГОСТ 401-41, ограничивался мощностью 560 кВ А, а
с 750 кВ А начинался уже III габарит. В настоящее
время ко II габариту относятся трансформаторы мощ-
ностью 630 кВ - А и проектируется классификация, по
которой II габарит будет заканчиваться мощностью
1000 кВ А и напряжением 35 кВ.
Это объясняется прогрессом в отечественном транс-
фер маторостроении, в частности снижением масс и га-
баритных размеров трансформаторов при тех же элек-
трических параметрах.
Трансформаторы 1 и II габаритов составляют наи-
более многочисленную группу трансформаторов. Их
объединяет общность конструкции, технологии произ-
водства, эксплуатации и ремонта. Поэтому эти транс-
форматоры всегда рассматриваются совместно. Деление
же внутри группы на I и II габариты существует чисто
символично: I габарит ограничивается мощностью
100 кВ-А и напряжением 10 кВ.
Тип трансформатора имеет буквенно-цифровое обо-
значение. Масляные трансформаторы I—II габаритов
выпускались в Советском Союзе со следующими бук-
венными обозначениями: КО, МО, ТМБ, ТМ, ТСМ, ТМА,
ТСМА, ТОМАН, ТМН и ТМ (новая серия). Первые три
обозначения имели трансформаторы заводов «Электро-
сила», ХЭМЗ и «Динамо», выпускавшиеся в 1925—
1928 гг. по чертежам фирмы Сименс [5]. Трансформа-
торы отечественной конструкции начал выпускать
в 1929 г. Московский трансформаторный завод имени
В. В. Куйбышева, теперь их выпускают несколько за-
водов по разработкам Минского электротехнического
завода имени В. И. Козлова (МЭТЗ) и Армянского
электромашиностроительного завода имени В. И. Ленина
«Армэлектрозавода» (АЭЗ). Буквы в типах этих транс-
форматоров обозначают: Т — трехфазный; М — вид ох-
лаждения (масляное с естественной циркуляцией масла
внутри бака и воздуха снаружи); С — магнитопровод
из холоднокатаной стали; А — обмотки из алюминиево-
го провода; Н — с регулированием напряжения под на-
грузкой (такие трансформаторы разработаны и выпу-
щены в небольшом количестве, однако практика пока-
зала, что в распределительных сетях такие трансформа-
торы не нужны и выпуск их прекращен).
В обозначении трансформаторов новой серии
ТМ букв С и А нет, так как в них горячекатаная сталь
для магнитопроводов и медь для обмоток не применя-
ются.
Цифровое обозначение представляет собой дробь:
в числителе указывается мощность в киловольтамперах,
а в знаменателе — класс напряжения обмотки высшего
напряжения (ВН) в киловольтах.
Пример обозначения типов трансформаторов
ТСМА-560/10; ТМ-50/6 (старая серия); ТМ-40/6—10 (но-
вая серия).
2. ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ ТРАНСФОРМАТОРА
К основным узлам трансформатора относятся: маг-
нитопровод (остов) с магнитной цепью из активной ста-
ли со всеми креплениями и деталями; обмотки с изоля-
цией, отводами и креплениями; переключатель ответ-
влений; бак с арматурой и элементами охлаждения;
вводы; защитные и контрольно-измерительные устрой-
ства.
На рис. 1 показан общий вид трансформатора
ТМ-63/10-65 (в последние несколько лет в конце обо-
значения типа трансформатора указывают год разра-
ботки данной конструкции).
Магнитопровод. В трехфазных трансформаторах
I—II габаритов наибольшее распространение получили
несимметричные магнитопроводы трехстержневого ших-
тованного типа. Магнитопровод собран из отдельных
тонких пластин электротехнической стали, изолирован-
6
Рис. 1. Внешний вид трансформатора типа ТМ-63/10-65.
1 — бак; 2 — радиатор; 3 — табличка паспортных даииых; 4 — расширитель;
5 — воздухоосушитель; 6 — маслоуказатель; 7 — ввод ВН; 8 — привод переклю-
чающего устройства; 9— ввод НН; 10 — термометр.
ных друг от друга пленкой специального жаростойкого
покрытия или лака КФ-965 (бывший лак № 302 или
202). Шихтовка — сборка пластин в переплет (рис. 2),
получается при чередовании слоев: пластины стерж-
Рис. 2. Сборка пластин магнитопровода в переплет.
Рис. 3. Форма поперечного сечеиия стержней магнитопровода.
— диаметр описанной окружности стержня.
а) б)
Рис. 4. Поперечные сечения ярм магнито-
проводов.
6)
ней 1 переходят в ярма, а пластины ярм 2 — в стержни.
Поперечное сечение стержней — многоступенчатое, при-
ближающееся по форме к кругу для лучшего использо-
вания пространства внутри обмоток (рис. 3). Сечение
ярм может применяться разное: многоступенчатое (пов-
Рис. 5. Установка заземления
магиитопровода.
теряющее форму стерж-
ней) , прямоугольное (рис.
4,а), Т-образное (рис. 4,6) и
крестообразное (рис. 4,е).
Пластины ярм как верх-
него, так и нижнего скреп-
ляют ярмовыми балками,
стянутыми тремя горизон-
тальными прессующими
шпильками. Шпильки изоли-
руют от стали ярма бумаж-
но бакелитовыми трубками
и изоляционными шайбами.
Активную сталь магнито-
медной лентой
провода заземляют луженой
2 (рис. 5), вставленной одним концом
между пластинами первого пакета 1, а другим — между
электрокартонной прокладкой 3 и ярмовой балкой 4
стороны низшего напряжения (НН).
Обмотки. Трансформаторы I—II габаритов имеют
в основном цилиндрические двух- и многослойные об-
мотки (рис. 6). Обмотки НН наматывают проводом
прямоугольного сечения, а ВН — круглого. Сечение
витка обмотки НН значительно больше, чем ВН, так
как число витков у обмотки НН меньше, а ток в ней
больше (отношение токов в обмотках НН и ВН связа-
но с отношением их напряжений п в зависимости от
схемы и группы соединений обмоток входит в определе-
ние коэффициента трансформации). Виток обмотки НН
с низким поминальным напряжением (230 В), изобра-
женной на рис. 6, состоит из двух параллельных прово-
водов. Провода изолируют бумажной изоляцией, кото-
рая достаточна для изоляции между витками. Соседние
слои изолируют дополнительно кабельной бумагой.
Число слоев зависит от мощности трансформатора. На-
чиная с мощности 100 кВ Л все слои каждой обмотки
Рис. 6. Обмотки трансформаторов I—II габаритов.
а — обмотка НН — двухслойная с двумя параллельными проводами; б — об-
мотка ВН — многослойная.
разделяют на две части охлаждающим каналом, обра-
зуемым деревянными или электрокартонными рейками.
Трансформаторные заводы изготовляют обмотки НН
и ВН раздельно. Каждую обмотку наматывают на бу-
мажно-бакелитовый цилиндр толщиной 1,5—2,5 мм, а
затем в обмотку ВН с натягом впрессовывают обмотку
НН (вместе с рейками, образующими канал между об-
мотками) .
Раньше собранные и проверенные обмотки пропиты-
вали глифталевым лаком, а затем запекали в печах при
атмосферном давлении и температуре 80—90° С. Обмот-
ки становились жесткими, монолитными, что, как пред-
полагалось, должно было предохранить их от механиче-
ских повреждений.
Однако специальными испытаниями было доказано,
что механическая прочность обмоток благодаря про-
питке повышается незначительно, но это создает некото-
рое удобство при сборке. Но динамическую устойчи-
вость обмоток при коротких замыканиях в трансформа-
торе пропитка не повышает [2]. Более действенными
мерами, которые сейчас применяют как трансформатор-
ные, так и электроремонтные заводы, являются: введе-
ние магнитоснмметричных схем обмоток; пофазпая на-
мотка, при которой непосредственно на обмотку НН, не
снимая ее со станка, наматывают обмотку ВН [10], и др.
Следует также учитывать, что трансформаторное масло
с применяемыми сейчас присадками с течением времени
растворяет глифталевый лак, который уходит в шлам.
Рис. 7. Главная изоляция обмоток.
а — схема изоляции обмоток фазы А; б — размещение деталей главной изоля-
ции обмоток в трансформаторе.
Была изготовлена опытная партия трансформаторов
с непропитанными обмотками, она успешно прошла се-
рию специальных испытаний. И сейчас обмотки транс-
форматоров I—II габаритов не пропитывают.
Некоторые трансформаторы старых серий имели об-
мотки других типов: винтовые (ТСМАН), непрерывные
(типа ТМ-560/10).
Внутренняя изоляция трансформатора состоит из
главной изоляции обмоток, продольной изоляции обмо-
10
ток, изоляции отводов и переключателя ответвлений
относительно бака и других заземленных частей.
Главная изоляция обмоток изолирует обмотки друг
от друга и от заземленных частей (рис. 7). Это, кроме
цилиндров 3 и 4 обмоток и масляных каналов между
стержнем 5 магнитопровода и обмоткой НН и между
обмотками НН и ВН, междуфазная перегородка 6
(между обмоткой ВН разных фаз) из листа электро-
картона толщиной 2—3 мм,
а также ярмовая 2 и урав-
нительная 1 изоляции.
Ярмовая изоляция изоли-
рует обмотки от ярма и рас-
полагается вверху и внизу
между торцовой частью об-
мотки и уравнительной изо-
ляцией. Последняя выравни-
вает плоскость ярмовых ба-
лок с горизонтальной плос-
костью ярма. Конструкции
Рис. 8. Ярмовая изоляция.
ярмовой и уравнительной
изоляции у трансформаторов I—II габаритов самые
различные. На рис. 8 и 20 изображена ярмовая изоля-
ция, представляющая собой кольцеобразную шайбу 1
из электрокартона толщиной 2—3 мм с прикрепленными
по обеим сторонам подкладками 2. Уравнительную изо-
ляцию изготовляют в виде настила из деревянных пла-
нок. Иногда этот настил служит одновременно и ярмо-
вой и уравнительной изоляцией, а между обмоткой и яр-
мом устанавливают электрокартонные щитки.
Продольная изоляция обмотки включает в себя вит-
ковую изоляцию и изоляцию между слоями обмотки.
Изоляцией отводов и переключателя ответвлений от-
носительно бака и других заземленных частей у транс-
форматоров I—II габаритов является только масляный
промежуток, его величина зависит от напряжения и от
формы заземленной и токоведущей частей: при заострен-
ной форме масляный промежуток больше, а при плос-
кой меньше. У трансформаторов 10 кВ обмотка ВН от-
стоит от стенки бака не менее чем на 25 мм; отвод
с твердой изоляцией толщиной 2 мм па сторону — не
менее чем на 10 мм.
Отводы — это провода, соединяющие концы обмоток
между собой, с вводами и с переключателем ответвле-
нии.
Отводы НН выполняют из алюминиевых шин. При
напряжении до 525 В их не изолируют. Сечение отводов
выбирают из расчета плотности тока не более 4,8 А/мм2.
Отводы ВН выполняют из медных прутков или гиб-
кого медного кабеля. Прутки диаметром до 5,2 мм изо-
лируют кабелвной бумагой, при болвшем диаметре на
Рис. 9. Высоковольтный переключатель ответвлений.
/, 9, 18, 26 — шайбы; 2— винт; 3 — втулка; 4 — сальниковая набивка; 5— гайка
сальника; 6 — гайка фланца; 7 — болт; 8 — колпак; 10 — фланец; 11 и 12 —
прокладки; 13, 21 — колпакн; 14— корпус переключателя; 15— неподвижный
контакт; 16 — пружинная шайба; 17 — гайка: 19 — звезда; 20 — пружина; 22 —
диск; 23 — контргайка; 24 — шплинт; 25 — вал,
них насаживают бумажно-бакелитовые трубки. Для
изолированных медных отводов допускаемая плотность
тока составляет 2,5 А/мм2.
Переключатель ответвлений. Все трансформаторы
для распределительных сетей имеют устройства пере-
ключения ответвлений обмоток: либо под нагрузкой
(устройства РПН), либо без возбуждения (устройства
ПБВ). Устройства РПН для трансформаторов I—II га-
баритов практически не применяются и нами не рас-
сматриваются совсем.
Устройства ПБВ применяются на стороне ВН для
регулирования напряжения в диапазоне ±5% номи-
нального значения.
Устройство состоит из переключателя ответвлений,
расположенного внутри трансформатора, на ярмовой
Рис. 10. Переключатель ответвлений типа ТПСУ-9-120/10.
а внешний вид; б схема контактов; 1 — неподвижные контакты; 2 — ци-
линдр; 3 —коленчатый вал; 4— подвижные контакты; 5 — приводной вал; 6 —
фланец; 7 — колпак; 8 — стопорный болт; 5 — стрелка; 10 — ось.
балке магнитопровода или под крышкой бака, и руч-
ного привода, выведенного наружу, на крышку бака.
Переключатели ответвлений выполняют на три или
на пять ступеней регулирования: «номинал» и два край-
них положения или «номинал» и ±2X2,5%- На транс-
форматорах, выпущенных в разное время разными за-
Рис. 11. Реечный переключатель ответвлений типа ПТО-10/63-65.
/ — бумажно-бакелитовая трубка; 2 — неподвижный контакт; 3 — подвижный
контакт; 4—пружина; 5 — болт; 6— рейка; 1 — винт; 8— держатель; 9— кол-
пак; 10 — указатель ступеней; 11 — фиксатор; 12 — шестерня; /3, 15 —- валы;
14 — бумажно-бакелитовая трубка; 16, 19 — втулки; 17 — сальниковая набивка;
18, 21 — гайкн; 20, 22 — винты; 23 — кольцо.
водами, могут встретиться самые различные переключа-
тели ответвлений [3]. Это как «нулевые» так и строен-
ные трехфазные системы. На рис. 9—11 показаны наи-
более распространенные переключатели трансформато-
ров I—II габаритов: ламельный «нулевой», сегментный
«нулевой» и реечный строенный. Реечные переключате-
ли изготавливают сейчас все заводы.
Вводы служат для подключения трансформатора
к сети. Вводы устанавливают в отверстиях на крышке
или реже на боковой стенке бака. Существуют разные
и металл крышки имеют
Рис. 12. Армированный вводВН.
/ — фарфоровый изолятор; 2 — токо-
ведущая шпилька; 3 — резиновая
шайба: 4 — колпак; 5 — фланец; 6 —
прокладка; 7 —- электрокартонная
шайба; 8 — стальная шайба; 9 —
крышка трансформатора; 10 —
армировочная замазка.
конструкции вводов, они зависят от электрических па-
раметров (класса напряжения и величины тока), рода
установки (внутренней или наружной) и от способа
присоединения к обмоткам трансформатора. Токоведу-
щий стержень или провод изолируют от крышки фарфо-
ровыми изоляторами. Фарфор
разное объемное расшире-
ние при колебаниях темпе-
ратуры и поэтому жесткое
крепление между ними не
может обеспечить необходи-
мой маслоплотности.
Ранее применяли соеди-
нение изоляторов с металли-
ческими деталями через спе-
циальную армировочную
замазку. На рис. 12 показан
ввод ВН. Изолятор 1 арми-
рован в круглый фланец 5.
Вводы НН рассчитаны на
большие токи порядка сотен
и тысяч ампер, и во избежа-
ние нагрева фланцев возни-
кающими в них вихревыми
токами, все три изолятора
3 вводов НН (рис. 13) ар-
мируют в обойму 2, которая
крепится в общем отверстии
крышки 1 шпильками 4 и
гайками 5 на уплотнении.
Теперь все трансформа-
торные заводы перешли на
изготовление съемных вво-
дов, которые более техноло-
гичны в ремонте: для заме-
ны поврежденного фарфоро-
вого изолятора не требует-
ся разборка трансформатора
и отсоединение отводов внутри бака. Изолятор 13
(рис. 14) ввода ВН крепится к крышке 20 через кулач-
ки 18 из алюминиевого сплава. Их фиксирует в строгом
положении стальной фланец 17.
Отверстия в крышке для вводов НН соединяются
прорезью, заваренной немагнитным металлом.
Магнитопровод с обмотками, внутренней изоляцией,
переключателем ответвлений и отводами в собранном
виде называют активной частью трансформатора. Ак-
тивную часть устанавливают в баке трансформатора,
закрывают крышкой и заливают трансформаторным
маслом.
Существуют две принципиально различные конструк-
ции установки активной части в баке.
Рис. 13. Установка вводов НН в обой-
ме.
В трансформаторах старых выпусков активная часть
механически связана с крышкой при помощи вертикаль-
ных шпилек. После установки крышки производят пол-
ную сборку деталей и частей, компонуемых на ней: при-
вода переключателя и вводов во фланцах или в обой-
мах. Затем активную часть вместе с крышкой опускают
в бак, от перемещений она удерживается деревянными
планками и раскосами. Такая конструкция имеет ряд
недостатков. Требуется очень тщательная подгонка
длины шпилек по месту; изменение размеров баков и
магнитопроводов даже в пределах допусков ведет либо
к вспучиванию крышки, либо к появлению зазора меж-
ду активной частью и дном бака. В обоих случаях
трансформатор при транспортировке может выйти из
строя. Другим недостатком является необходимость уп-
лотнять соединения шпилек с крышкой, что создает до-
полнительные возможности для просачивания масла.
Теперь у всех трансформаторов I—II габаритов ак-
тивную часть механически с крышкой не связывают; она
крепится в баке двумя или четырьмя крюками. Бак за-
16
Рис. 14. Съемный ввод ВН.
/ — контактный наконечник; 2 — болт
с гайками и шайбами; 3 - болт нако-
нечника; 4 — специальная гайка; 5 —
латунная втулка; 6 — резиновое кольцо;
7 —латунный колпак; 8— винт для вы-
пуска воздуха; 9 — резиновая шайба;
/О — выступ шпильки; 11 — электрокар*
тонная шайба; 12 — буртик шпильки;
/3 — фарфоровый изолятор; 14 — токо-
ведущая шпилька; 15 — установочная
шпилька; 15 — гайка; П — фланец; 13 —
кулачок; 19 — резиновая прокладка:
20 крышка трансформатора; 21—гети-
наксовая втулка; 22— медная шайба;
23 — гайка.
крывают крышкой и только
затем собирают все наруж-
ные элементы.
Бак с арматурой. Бак
трансформатора выполняет
много функций. Это, во-пер-
вых, механическая основа,
на ней внутри и снаружи
крепятся все элементы
трансформатора; это также
и элемент охлаждения, пе-
редающий в окружающий
воздух тепловые потери, и
резервуар для масла, обладающий достаточной масло-
плотн остью.
Ранее изготовлялись волнистые и трубчатые баки.
Теперь все баки гладкие, овальной или прямоугольной
формы. Для охлаждения используются ребра, прива-
ренные к баку, или радиаторы из тонколистовых труб
овального сечения (см. рис. 1). Радиаторы могут быть
съемными или вваренными. Съемные радиаторы легче
ремонтировать, но от вибрации в их уплотнениях часто
возникает течь масла.
На баке крепится табличка паспортных данных. На
ней обозначены все данные, требуемые при включении
трансформатора в сеть, а также основные массы.
К арматуре трансформатора относятся все вспомо-
гательные устройства для нормальной длительной рабо-
ты в условиях, для которых этот трансформатор пред-
назначен: термосифонный фильтр для постоянной
очистки масла от продуктов старения и случайно попа-
2—762 17
дающей в него влаги; расширитель, обеспечивающий за-
полнение бака маслом и отсутствие в нем воздуха при
колебаниях наружной температуры от +40 до —45°С;
воздухоосушитель, через который сообщается воздуш-
ная полость расширителя с окружающим воздухом. Сор-
бент, засыпанный в воздухоосушитель, отбирает влагу
из воздуха, поступающего в трансформатор при охлаж-
дении и понижении уровня масла в расширителе. Об
увлажнении и необходимости замены сорбента или его
восстановления свидетельствует изменение цвета с го-
лубого на розовый индикаторного силикагеля, засыпан-
ного в прозрачный колпак воздухоосушителя. У совре-
менных трансформаторов воздухоосушитель встраивают
в расширитель.
К арматуре относятся также все сливные и залив-
ные пробки с уплотнениями и пробка для взятия пробы
масла (она, как правило, совмещается со сливной
пробкой).
Защитные и контрольно-измерительные устройства—
несложные, но весьма ответственные; от их исправности
зависят надежность работы трансформатора и безопас-
ность людей, находящихся в непосредственной близости
от подстанции.
Рис. 15. Пробивной предохранитель.
/ — обмотка ВН; 2 —обмотка НН; 3— болт крепления крышки бака; 4 — пере-
мычка; 5 — скоба; 6 — верхняя часть контактной готовки; 7 — цокольный кон-
такт; 8— слюдяная прокладка с искровыми промежутками; Р — нижняя часть
контактной головки; 10 — центральный контакт; 11 — нулевой ввод; 12 — стенка
бака; 13 — заземление бака.
Трансформаторы с
низшим напряжением
до 525 В снабжают
пробивным предохра-
нителем (рис. 15), ко-
торый при пробое изо-
ляции между обмотка-
ми ВН и НН или меж-
ду отводами и появле-
нии высокого потен-
циала на стороне НН
соединяет цепь с зем-
лей (показано пункти-
ром). Рабочий элемент
предохранителя — слю-
дяная прокладка с от-
верстиями, образую-
щими искровые про-
межутки, которые про-
биваются, т. е. пере-
крываются электриче-
ской дугой. Правильно
налаженная релейная
защита должна свое-
временно отключить
трансформатор от се-
„Рис. 16. Маслоуказатель современ-
|ных трансформаторов.
1,1 — продольное окно в дне расширите-
ля; 2 — плоский фасонный фланец; 3 —
резиновая прокладка; 4 — плоское стек-
ло; 5 — шпи..ька; 6 — гайка; 7 — шайба.
ти, чтобы повреждение
не распространялось и
его легко можно было,
устранить. I
Контрольно-измери-
тельными приборами у
трансформаторов I—II габаритов являются маслоуказа-
тель и стеклянный термометр. Маслоуказатель 6 (см.
рис. 1) у современных трансформаторов выполнен почти
заподлицо со съемным дном расширителя. Он показан на
рис. 16. На масломерном стекле или на дне расширите-
ля имеются три риски, соответствующие нормальному
уровню масла в расширителе (при +15°С), минималь-
ному (при —45°С) н максимальному (при +40°С).
У трансформаторов старых выпусков маслоуказатели
делались трубчатые. Риски на дне расширителя соот-
ветствовали другим минимальному и максимальному
значениям температуры: —35 и +35° С.
Термометр, показывающий температуру масла под
крышкой трансформатора, устанавливают в специаль-
ной гильзе, пропущенной через крышку внутрь бака.
Дно гильзы завальцовывают.
Ранее допускалось применение ртутных термометров.
Однако в связи со случаями их поломки и попаданием
ртути внутрь бака на токоведущие части, что явилось
причиной аварий трансформаторов, в настоящее время
применяют только спиртовые термометры.
3. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К СОВРЕМЕННЫМ
ТРАНСФОРМАТОРАМ
Ко всем трансформаторам, являющимся элементами
передачи электроэнергии в электрических сетях и систе-
мах, предъявляются очень высокие требования в части
надежности, достаточной нагрузочной и перегрузочной
способности и долговечности. Не менее важное требова-
ние — удешевление трансформаторов в производстве,
эксплуатации и ремонте за счет снижения расходов ма-
териалов и трудовых затрат.
Отечественное трапсформаторостроение непрерывно
совершенствуется. Применяются материалы более вы-
сокого качества, что дает возможность снизить массу
трансформатора и его отдельных частей при той же
мощности и степени надежности.
Примером может служить трансформаторная сталь.
Магнитопровод из применяемой в настоящее время хо-
лоднокатаной стали можно возбуждать сильнее, чем из
ранее применяемой горячекатаной, поэтому масса его
при той же мощности трансформатора гораздо меньше,
чем магнитопровода из горячекатаной стали. Жаростой-
кое изоляционное покрытие пластин стали занимает
меньший объем, чем лаковая пленка, что также оказы-
вает положительный эффект.
Обмотки в настоящее время выполняют из алюми-
ния, который значительно дешевле и менее дефицитен,
чем медь.
Более полезно используется объем бака трансфор-
матора, что ведет к снижению массы масла.
Производство трансформаторов поточным методом
значительно снижает трудовые затраты.
Дешевая эксплуатация и надежность — основные
требования, предъявляемые к трансформаторам I—II
габаритов, работающим в городских и сельских распре-
делительных сетях. Эти трансформаторы установлены
на одно- или двухтрансформаторных подстанциях и тер-
риториально часто бывают очень разбросаны. Непосред-
ственного обслуживающего персонала у них нет, наблю-
дение осуществляется периодически, подчас не часто.
Резервных трансформаторов, как правило, нет. поэтому
каждое отключение веде г к перерыву в электроснабже-
нии значительной территории.
Различные атмосферные явления не должны влиять
на работу трансформаторов. Колебания напряжения
в разветвленных и протяженных сетях, а также несим-
метричные режимы работы, обусловленные питанием
трехфазными трансформаторами в основном однофаз-
ных потребителей, не должны нарушать электродина-
мической стойкости трансформаторов.
Очень важное значение имеет удобство обслужива-
ния. Трансформаторы устанавливают в основном на
столбах (столбовые подстанции), и с земли должны
быть хорошо видны цвет сорбента в воздухоосушителе',
а также показания термометра и маслоуказателя. Не
чаще 1 раза за сезон трансформатор отключают от сети
и корректируют напряжение НН переключателем ответ-
влений, который должен работать четко, без заеданий.
При изменении режима в сети такую операцию иногда
выполняют вне очереди. Такие работы, как правило,
сопровождаются тщательным осмотром трансформато-
ра, выявлением и устранением просачивания масла,
иногда заменой сорбента в воздухоосушителе, чисткой
шкалы термометра, стекла маслоуказателя, труб ра-
диаторов. Для выполнения этих работ к трансформато-
ру должен быть удобный доступ.
Очень большое значение имеет величина потерь. Чем
меньше единичная мощность трансформатора, тем боль-
ше удельные потери на единицу мощности. Поэтому для
трансформаторов I—II габаритов, включенных круглый
год, большие потери холостого хода, т. е. потери в ста-
ли наносят большой экономический ущерб и снижают
качество электрической энергии в сетях.
На двухтрансформаторных подстанциях к транс-
форматорам предъявляются дополнительные требова-
ния: их коэффициенты трансформации и параметры ко-
роткого замыкания должны быть равны или различаться
в допускаемых пределах; группы и схемы соединений
обмоток должны быть одинаковы. Эти дополнительные
требования определяют возможность параллельной ра-
боты трансформаторов [3].
II. НАЗНАЧЕНИЕ РЕМОНТА
ТРАНСФОРМАТОРОВ
4. НЕОБХОДИМОСТЬ РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
1—11 ГАБАРИТОВ. ПРИЧИНЫ ВЫХОДОВ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ СТРОЯ
Вопрос о целесообразности ремонта трансформато-
ров I—II габаритов долгое время являлся предметом
острых дискуссий. Это объясняется тем, что стоимость
изготовления новых трансформаторов на заводах на
поточных линиях значительно ниже стоимости ремонта
в условиях небольших электроремонтных цехов, подраз-
делений и мастерских.
Однако совершенно отказаться от ремонта транс-
форматоров I—II габаритов, значило бы поставить элек-
тротехническую промышленность перед необходимостью
увеличить производство новых трансформаторов более
чем вдвое.
Новые трансформаторы идут, в основном, для уста-
новки на вновь вводимых подстанциях, на строящихся
промышленных предприятиях и в осваиваемых комму-
нальных и сельскохозяйственных сетях. Парк установ-
ленных и эксплуатируемых трансформаторов должен
поддерживаться в работоспособном состоянии за счет
их ремонта. Кроме того, заменить вышедший из строя
трансформатор новым не всегда представляется возмож-
ным.
Ремонту подвергают не все вышедшие из строя
трансформаторы, даже если их ремонт технически воз-
можен. Не ремонтируют трансформаторы с магнитопро-
водами из горячекатаной стали, оклеенной бумагой, так
как они имеют повышенные потери холостого хода, а так-
же с вышедшим из строя магнитопроводом (пожар в ста-
ли, пробой магнитопровода, оплавление пластин стерж-
ней). Не ремонтируют трансформаторы со значительными
повреждениями баков, так как для крупного ремонта ба-
ков необходимо специальное оборудование, которым
22
оснащать электроремонтные предприятия и подразде-
ления нецелесообразно.
В основном же трансформаторы, вышедшие из строя
по разным причинам, ремонтируют. Особую трудность
представляет ремонт трансформаторов, выходящих из
строя в результате аварии и пожара. Такие аварии сей-
час происходят все реже и реже.
Трансформаторы принято считать самыми надежны-
ми элементами в энергетических системах. Действитель-
но, по сравнению с другими видами энергетического и
электротехнического оборудования: котлами, турбина-
ми, вращающимися электрическими машинами — транс-
форматор отличается высокой надежностью в эксплуа-
тации. Однако эта надежность достигается только при
соблюдении всех правил обращения с трансформатором.
В случаях каких-нибудь отклонений или нарушений
правил эксплуатации, а также технологической дисцип-
лины производства трансформаторов на заводе-изгото-
вителе или нарушений действующих правил монтажа и
транспортировки трансформаторов возникает сначала
ненормальная их работа, а затем, если меры по выяв-
лению и устранению причин не принимаются, трансфор-
маторы выходят из строя и восстановить их можно
только посредством ремонта.
В табл. 1 приведены усредненные данные, собран-
ные по нескольким сетевым районам за значительный
промежуток времени. Они содержат наиболее распрост-
раненные причины повреждений трансформаторов
I—II габаритов и процентное соотношение каждой из
причин к общему количеству повреждений.
Таблица 1
Причины повреждений Число повреждений, %
Заводские дефекты Дефекты эксплуатации Некачественный ремонт или монтаж Грозовые перенапряжения Старение изоляции 50,0 13,0 10,0 5,5 3,5
Прочие дефекты 18,0
Итого 100
Как видно из табл. 1, повреждения трансформаторов
по причине естественного износа — старения изоляции
имеют самое низкое значение. Эти повреждения отно-
сятся к трансформаторам ранних выпусков, работаю-
щим очень давно и почти полностью амортизированным.
Возможны они также из-за частых перегрузок и при
длительной работе в тяжелых несимметричных режи-
мах. Сюда же относятся повреждения от частых комму-
тационных перенапряжений (включение и отключение
трансформатора с нагрузкой, резкое изменение нагруз-
ки и т. и.).
Грозовые перенапряжения составляют отдельную
группу причин повреждений. Это атмосферные перена-
пряжения, возникающие на вводах трансформатора при
грозовых разрядах, а также при перекрытиях на линии
вблизи трансформатора, т. е. при резком спаде напря-
жения, так называемом срезе волны напряжения. От
таких перенапряжений трансформатор защищают раз-
личными средствами, устанавливаемыми на подстан-
циях и линиях. Эти средства действенны, но тоже не аб-
солютны, от их исправности зависит стойкость транс-
форматоров к грозовым перенапряжениям.
Низкий процент этих двух групп говорит о том, что
главные причины выходов трансформаторов из строя
следует искать не в конструкциях и схемах их включе-
ния, а в незапланированных отклонениях от норм техно-
логии при изготовлении трансформаторов и их эксплуа-
тации.
Нарушение работы охлаждения, увлажнение масла
и изоляции, старение масла, неправильная заливка мас-
ла, допускающая попадание воздуха, нарушение правил
транспортировки — вот некоторые дефекты из большого
числа возможных, из-за которых трансформатор может
выйти из строя по вине эксплуатации. Следует также
иметь в виду, что трансформаторы I—II габаритов ра-
ботают в основном на подстанциях без обслуживающего
персонала, их эксплуатация заключается в периодиче-
ских осмотрах и профилактических мероприятиях; на-
дежность этих трансформаторов во многом зависит от
квалификации людей, следящих за их состоянием.
Половина всех повреждений трансформаторов про-
исходит по вине заводов-изготовителей. Все эти причи-
ны чисто технологического характера: слабая раскли-
новка обмоток, слабая прессовка ярм магнитопроводов,
24
низкокачественная панка (сварка) обмоточных прово-
дов и припайка медных отводов к алюминиевому про-
воду обмотки, ненадежное закрепление активной части
в баке, попадание в бак посторонних предметов и др.
Иногда при внедрении новых конструкций отдельных
элементов трансформатора в серию попадают неудач-
ные исполнения, которые затем с производства снима-
ются. Хотя эти дефекты носят временный характер,
но они сильно повышают общее количество заводских
дефектов (например, неудовлетворительная конструкция
круглого переключателя ответвлений «Армэлектроза-
вода»).
Наиболее слабые и часто повреждаемые узлы неза-
висимо от источника этих повреждений, согласно неко-
торым статистическим данным, приведены в табл. 2.
Данные табл. 2 свидетельствуют о том, что недостаточ-
Таблица 2
Число повреждений
Поврежденный узел шт.
Междуфазная изоляция 2 4,45
Обмотки и изоляция (из-за дина- 7 15,55
мических усилий)
Витковая изоляция 10 22,23
Переключатели ответвлений 6 13.33
Активная сталь I 2.23
Вводы 8 17,77
Отводы 1 2,23
Токоведущие части 3 6,66
Бак 3 6,66
Радиаторы 1 2.23
Прочие 3 6,66
Итого 45 100
на витковая изоляция и электродинамическая стойкость
обмоток (плохая расклиновка), часто повреждаются пе-
реключатели ответвлений и вводы.
5. КЛАССИФИКАЦИЯ РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
Сейчас, когда ремонт трансформаторов как в стацио-
нарных условиях, так и на местах установки получил
широкое распространение, имеется большое разнообра-
зие видов ремонтов по объему, назначению и исполне-
25
нию ремонтных работ. Их следует различать, чтобы
в каждом конкретном случае уметь выбрать наиболее
целесообразный в техническом и экономическом отноше-
нии ремонт.
По объему ремонтных работ различают текущий ре-
монт (эксплуатационный), капитальный без замены об-
моток, капитальный с заменой обмоток, но без ремонта
магнитопровода и капитальный с заменой обмоток и
частичным или полным ремонтом магнитопровода. Мас-
ляные трансформаторы в отличие от многих других из-
делий имеют свою особенность: любой ремонт, связан-
ный со вскрытием и разборкой трансформатора, являет-
ся капитальным. Ремонт по типовой номенклатуре
(который ранее назывался ревизией) также относят
к капитальному. Это объясняется тем, что после вскры-
тия трансформатора выполняются многие обязательные
работы: обработка масла, замена сорбентов, уплотне-
ний, а в некоторых случаях — сушка активной части,
контрольные испытания, что занимает много времени
и связано с известными затратами.
По назначению ремонт может быть планово-преду-
предительный (профилактический) или послеаварий-
ный. Первый выполняют по заранее разработанному
графику (линейному или сетевому, применяемому для
нескольких поочередно ремонтируемых трансформато-
ров I—II габаритов или для крупного трансформатора)
с соблюдением всех правил и норм.
Ремонт аварийно вышедшего из строя трансформа-
тора зависит от возможности замены его другим, нали-
чия и величины скрытого резерва, от категории питае-
мых этим трансформатором потребителей. Иногда
принимают экстренные меры, чтобы включить транс-
форматор хотя бы не на полную мощность, плани-
руя вывод его в капитальный ремонт в ближ.айшее
время.
По характеру исполнения различают чисто восста-
новительный ремонт, реконструкцию и модернизацию.
Восстановительный ремонт — это устранение всех неис-
правностей, замена всех негодных узлов и деталей но-
выми, такими же, как и заменяемые, без внесения в них
каких-либо конструктивных изменений. Такому ремонту
подвергают новые, выпущенные на современном техни-
ческом уровне трансформаторы, вышедшие из строя по
разным причинам. Трансформаторы устаревшей кон-
26
струкции, не имеющие многой арматуры, подвергают
реконструкции или модернизации.
Говоря о классификации ремонта трансформаторов,
следует рассмотреть возможные методы ремонта.
На месте установки трансформатора выполняют те-
кущий ремонт и иногда при наличии закрытого поме-
щения некоторые виды капитального ремонта. Такой
ремонт может выполняться только индивидуальным ме-
тодом. Индивидуальный метод используют сейчас и на
стационарных электроремонтных предприятиях и ре-
монтных подразделениях, имеющих постоянно пополняе-
мый ремонтный фонд.
В настоящее время разработан и постепенно внед-
ряется другой метод ремонта, более совершенный в ор-
ганизационном, техническом и экономическом отноше-
ниях, — поточный метод с применением конвейерных
принципов для наиболее трудоемких операций.
В настоящей книге описывается индивидуальный
метод ремонта трансформаторов 1—II габаритов, но
современный и высокоорганизованный, предусматриваю-
щий возможность пооперационного перехода к исполь-
зованию отдельных элементов поточного метода.
6. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
К ОТРЕМОНТИРОВАННЫМ ТРАНСФОРМАТОРАМ
Новые трансформаторы, выпускаемые с завода, рас-
считаны на длительный срок службы, оцениваемый
ориентировочно в 25 лет бесперебойной работы при по-
минальном режиме. Это означает, что выход из строя
частей и узлов трансформатора по причине естественно-
го износа следует ожидать не ранее чем через 25 лет.
Необходимым условием для этого является правильная
эксплуатация и высокое качество ремонтов трансфор-
матора. Количество ремонтов и продолжительность
межремонтного периода зависят от многих причин и
в первую очередь от характера ремонта. Если, напри-
мер, старые, амортизированные обмотки заменяют вновь
изготовленными, то изоляция является полноценной и
трансформатор может работать уже не до 25 лет со вре-
мени выпуска с завода, а значительно больше. Если
трансформатор прошел модернизацию, то этим компен-
сируют не только физический, но и моральный износ.
Указанному характеру ремонта придается большое
значение, и после такого ремонта должен выходить
трансформатор, мало чем уступающий новому. Конечно,
некоторые характеристики его будут заведомо хуже,
например потери холостого хода, зависящие от магнито-
провода, который не заменяется. Следует учитывать,
что каждый ремонт, связанный с расшихтовкой и за-
шихтовкой верхнего ярма, ухудшает магнитные свой-
ства активной стали.
Технические требования, предъявляемые к отремон-
тированным трансформаторам, устанавливаются ведом-
ственными техническими условиями на ремойт, состав-
ленными в соответствии со стандартами на новые транс-
форматоры, выпускаемые заводами электротехнической
промышленности. Многие требования технических усло-
вий носят временный и необязательный характер и яв-
ляются только рекомендациями. Технические условия
периодически пересматриваются, и по мере роста воз-
можностей ремонтного производства эти рекомендации
будут являться обязательными требованиями.
Технические условия на ремонт трансформаторов яв-
ляются ведомственным документом, обязательным толь-
ко для своей отрасли промышленности. Для других же
ведомств, занимающихся ремонтом трансформаторов, но
не имеющих своих руководящих материалов, эти техни-
ческие условия не являются обязательными и только
могут быть рекомендованы.
Технические условия предписывают ремонт старых
трансформаторов, выпущенных по ГОСТ 401-41, или еще
более старых производить с различными мерами по мо-
дернизации, возможность и целесообразность которых
устанавливают конкретно для каждого электроремонт-
ного предприятия и для каждого трансформатора. Это
относится к ремонту расширителей, установке термоси-
фонных фильтров и воздухоосушителей, ремонту вво-
дов, переключателей ответвлений и др.
Технические условия указывают, какие трансформа
торные масла нужно использовать для заливки в отре-
монтированные трансформаторы; устанавливают объем
приемо-сдаточных испытаний трансформаторов после
ремонта; устанавливают правила приемки трансформа-
торов в ремонт и сдачи из ремонта, маркировки, транс-
портировки и хранения отремонтированных трансфер
м а торов.
Технические условия устанавливают также гарантий-
ный срок исправной работы трансформатора после ре-
монта, продолжительность которого с момента подпи-
сания приемо-сдаточного акта составляет 18 мес. при
условии соблюдения всех правил эксплуатации.
Правильное и четкое выполнение всех требований
технических условий на ремонт — залог высокого каче-
ства и эксплуатационной надежности отремонтирован-
ных трансформаторов.
III. ОРГАНИЗАЦИЯ ИНДИВИДУАЛЬНОГО
РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
7. УЧАСТОК (ЦЕХ| РЕМОНТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
I—II ГАБАРИТОВ
Стационарный ремонт трансформаторов могут про-
изводить: ремонтная база, мастерская, участок, цех,
электроремонтное предприятие, специализированный за-
вод, что определяется его производственной мощностью,
пропускной способностью, уровнем специализации, кате-
горией и пр.
Уровень технологии выполняемых ремонтных работ
также во многом зависит от этих же факторов. Однако
все эти ремонтные предприятия и подразделения имеют
общность: они получают неисправное электрооборудова-
ние, а сдают заказчику исправное и готовое к эксплуа-
тации. Для этого каждое ремонтное предприятие и под-
разделение независимо от его величины и значения
должно иметь все необходимое оборудование и быть
технически и административно организовано.
Организация производства — это размещение всех
видов оборудования, подъемно-транспортных средств,
крупной оснастки, приспособлений и принадлежностей,
а также производственной мебели общего назначения
на площади помещения; разбивка всей площади на спе-
циализированные участки, где выполняют по одной или
нескольку отдельных операций; распределение рабочих
мест между бригадами или отдельными рабочими по
выполняемым ими работам; организация этих рабочих
мест. При правильном размещении на производственных
площадях оборудования, приспособлений, инструментов
и материалов достигается наименьшая затрата сил и
средств, устраняются непроизводительные затраты вре-
мени, обеспечивается безопасность работ.
От правильности организации рабочего места элек-
трослесаря во многом зависят качество работ и произ-
водительность труда. Немалую роль играет и всемерное
повышение культуры производства. Основные положе-
ния правильной организации рабочего места электро-
слесаря следующие:
на рабочем месте должны находиться только те ма-
териалы и инструменты, которые нужны для выполнения
данного вида работ, и их должно быть достаточно;
инструменты, материалы и приспособления должны
находиться на рабочем месте на расстоянии, удобном
для пользования, при этом те предметы, которые при-
меняются более часто, располагаются ближе;
инструменты и приспособления размещают в разных
ящиках верстака: мелкие и часто применяемые — в верх-
них, а более тяжелые и редко применяемые — в ниж-
них; крупные приспособления — на стеллажах (в шка-
фах) или в специально отведенных местах;
измерительные и контрольные инструменты хранят
в специальном ящике в коробках или футлярах, за ни-
ми должны соблюдаться все надлежащие правила ухо-
да: после употребления их необходимо протирать, слег-
ка смазывать и аккуратно укладывать на свое место;
каждый инструмент используют только по своему
прямому назначению. Не рекомендуется, например,
гаечным ключом с большим зевом затягивать гайки или
болты с меньшими размерами под ключ даже с ис-
пользованием металлических пластинок или отверткой
с узким и острым лезвием отвинчивать винты с широки-
ми шлицами с помощью плоскогубцев и др.;
каждый инструмент после использования укладыва-
ют на свое привычное для рабочего место, не следует
класть инструменты друг на друга (навалом) и на по-
сторонние предметы;
рабочие места электрослесарей должны по возмож-
ности оборудоваться электрическими, пневматическими
и другими механизированными инструментами, обеспе-
чивающими высокую культуру и производительность
труда. Естественно, что обязательным является соблю-
дение всех правил безопасности;
на всех рабочих местах должны быть вывешены ин-
струкции по технике безопасности при выполнении кон-
30
кретных работ, а также технологические инструкции
или другие виды руководящей документации. Такие ма-
териалы могут вывешиваться не у каждого рабочего,
а на специальной доске для всей бригады или даже уча-
стка. Следует широко пользоваться плакатами и други-
ми видами наглядной агитации, способствующими быст-
рому овладению навыками высококачественной, куль-
турной и безопасной работы;
на рабочих местах должна быть предусмотрена воз-
можность использования специальной документации при
ремонте конкретного трансформатора (эскизов, расчет-
ных записок и др.);
все рабочие места обеспечиваются постоянным и вре-
менным освещением согласно нормам, должны выпол-
няться и все остальные правила гигиены труда и произ-
водственной санитарии;
каждое рабочее место должно постоянно поддержи-
ваться в порядке и чистоте и убираться по окончании
данной работы и перед началом следующей, при пере-
ходе на это место другого рабочего, а также по окон-
чании рабочей смены; все инструменты, приспособления
и материалы нужно убирать на свои места в ящиках
верстака или сдавать на склад материалов или в ин-
струментальную кладовую, если таковая имеется;
почти все операции по ремонту масляных трансфор-
маторов — пожароопасные работы, поэтому все рабо-
чие места должны быть оборудованы в противопожар-
ном отношении в рамках соблюдения норм пожарной
безопасности для данного предприятия.
Кроме вышеизложенных общих правил организации
рабочего места электрослесаря на каждом предприятии
могут быть свои особые правила, присущие ему и свя-
занные с климатическими условиями, с применяемым
способом производства, с особенностями снабже-
ния и др.
Соблюдение всех этих правил гарантирует высоко-
качественный и высокопроизводительный ремонт. Он
должен быть такой, чтобы обеспечивать те высокие
требования, которые предъявляются к современным
трансформаторам. Однако, к сожалению, еще не везде
эти правила соблюдаются. Имеется много ремонтных
предприятий и подразделений, особенно в сельских се-
тях, где трансформаторы ремонтируют полукустарно,
почти полностью вручную, без выполнения многих обя-
зательных работ. Все же то, что возможно, следует вы-
полнять и в таких тяжелых условиях для обеспечения
высокого качества работ.
Полнота выполняемых при ремонте работ, специа-
лизация этих работ, производительность (количество
отремонтированных трансформаторов в единицу време-
ни — в смену, в месяц) и другие экономические показа-
тели работы предприятия (его рентабельность, себе-
стоимость ремонта трансформаторов) — все это зависит
от производственной мощности ремонтного подразделе-
ния или предприятия, от степени использования произ-
водственных площадей и от состава и квалификации
ремонтного персонала.
В Советском Союзе в различных ведомствах есть
самые различные предприятия и мастерские, ремонти-
рующие трансформаторы I—II габаритов. Имеются вы-
сокопроизводительные электроремонтные специализиро-
ванные предприятия, отвечающие всем современным
требованиям и служащие образцом организации и прак-
тического выполнения ремонта трансформаторов; есть
предприятия, еще имеющие отдельные недостатки и
испытывающие некоторые трудности из-за недостатка
высокопроизводительного оборудования или недостаточ-
но высокой квалификации ремонтного персонала, но
они постоянно совершенствуются и в недалеком буду-
щем смогут встать в один ряд с образцовыми. Имеются
предприятия, занимающие вполне достаточные произ-
водственные площади, но не имеющие четко организо-
ванной технологической дисциплины. После некоторой
реорганизации они также смогут обеспечить высокока-
чественный и производительный ремонт.
Те же ремонтные предприятия, подразделения и мас-
терские, которые по тем или иным причинам не отвеча-
ют хотя бы элементарным требованиям, будут постепен-
но закрываться или перестраиваться на другое про-
изводство. Сейчас же они функционируют только для
того, чтобы хотя бы в какой-то степени обеспечить ремон-
том необходимое количество трансформаторов.
Организация ремонтного производства на действую-
щих предприятиях уже существует, и если она недо-
статочно совершенна, то проводят постепенную реорга-
низацию без остановки производственного процесса:
оборудуют участки дополнительной оснасткой, заменя-
ют старую оснастку новой и т. п. Если же площадей не-
32
Рис. 17. Схемы транспортных потоков движения при различных ва-
риантах расположения участков цеха.
—масляное хозяйство; 2 — участок разборки и дефектировки трансформа-
торов; 3 — участок чистки и мойки баков; 4— участок ремонта и складирова-
ния баков; 5 — сварочио-механнческий участок; 6 — склад комплектующих
изделий и инструментов; 7 — участок ремонта активных частей; 8 — сборочный
Участок; 9— участок заливки трансформаторов маслом; 10— испытательна*
станция,; 11 — покрасочный участок. - — движение поступающих в ремон1
Рансформаторов;---------движение баков, не нуждающихся в сварочных
Работах;---------движение баков через сварочный участок; -------------
Движение активных частей; — — движение собранных трансформаторов.
3—762 33
достаточно, пристраивают новые площади и переплани-
руют старые.
Организация вновь вводимых электроремонтных
предприятий проводится сразу в соответствии с со-
временными требованиями.
Помещения для ремонта трансформаторов могут
быть одноэтажными или иметь два и более этажей.
В последнем случае к ним требуется свой подход при
решении вопросов организационной схемы технологиче-
ского процесса.
Существует много средств дополнять недостаточные
производственные площади устройством эстакад и бал-
конов, использованием крыш и пристроек меньшей вы-
соты, чем основное помещение, и др.
Настоящая книга не ставит своей целью дать реко-
мендации по выполнению самых различных планировок
цеха, ремонтного подразделения или участка.
На рис. 17 показано несколько наиболее целесооб-
разных схем транспортных маршрутов перемещения
трансформаторов и его отдельных частей для соответ-
ствующих им схем расположения производственных
участков применительно к описываемому далее техно-
логическому процессу ремонта двух-четырех трансфор-
маторов в смену. Подробное описание работ, выполняе-
мых на каждом участке цеха, дается в разд. IV.
8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА, ИНСТРУМЕНТЫ,
ПРИНАДЛЕЖНОСТИ И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА
ТРАНСФОРМАТОРОВ 1—11 ГАБАРИТОВ
Современное ремонтное производство, как и любое
производство, оснащается такими средствами, которые
обеспечивают высокое качество работ и необходимую
скорость выполнения тех или иных операций. При вы
боре средств производства необходимо считаться с во
просами рационального их использования. Нерациональ
но, например, использовать дорогое высокопроизводи
тельное оборудование, способное производить только
одну операцию, но очень быстро, если такая операция
выполняется всего 1—й раза в смену. Это не оправдано
ни технически, ни экономически.
В настоящей книге невозможно подробно описать
все многообразие средств производства, применяемых
электроремонтными предприятиями и мастерскими, вы
34
лолняющими ремонт трансформаторов I—II габаритов,
дО наиболее приемлемые средства применительно
к описываемому технологическому процессу рассмат-
риваются ниже.
Е Подъемно-транспортное оборудование. Трансформа-
тор в сборе и его отдельные части, подлежащие пере-
мещениям и подъему при ремонте, — относительно тяже-
лые грузы. Трансформатор типа ТМ-560/10 самый боль-
шой и тяжелый нз всех трансформаторов рассматривае-
мой группы; его масса доходит до 5 т, масса бака — до
500 кг, масса активной части — до 2 т. Остальная мас-
са приходится на масло и мелкие части. Исходя из
этого и выбирают подъемно-транспортное оборудова-
ние.
Мостовой край грузоподъемностью не менее 5 т дол-
жен охватывать все участки, куда может подаваться
трансформатор в сборе. Кран может управляться из ка-
бины или кнопками с пола.
На специализированных участках, если операции
связаны с подъемом тяжестей, должны быть свои мест-
ные подъемно-транспортные средства: тельферы, лебед-
ки. Очень удобны консольно-поворотные краны, широко
используемые на трансформаторных заводах. Очень
полезно иметь такие краны на участке ремонта актив-
ных частей, на ремонтно-сварочном участке, на разбо-
рочном и сборочном участках. Такой кран может охва-
тывать зону радиусом 4 м
Вдоль всего цеха по центральному или боковому ши-
рокому проходу должен быть проложен рельсовый путь
с выходом через ворота за пределы помещения, тележ-
кой грузоподъемностью 5—10 т можно без труда пере-
возить от одного до трех трансформаторов.
Площадки вне цеха, служащие складами ремонтного
фонда и готовой продукции, должны быть оборудованы
козловыми кранами грузоподъемностью 5—10 т.
Применять подъемно-транспортные средства боль-
шей грузоподъемности, чем указано выше, нецелесооб-
разно. Однако дублирование общецеховых средств мест-
ными механизмами специального назначения очень
выгодно: работа производится более оперативно и эко-
номично.
Технологическая оснастка — это приспособления спе-
циального назначения, предназначенные для выполне-
ния строго определенных функций. Если та или иная ос-
3* 35
Операция Оборудование для выполнения операции Тип, модель или марка оборудования
Слив масла Разборка трансформато- ра Расшихтовка верхнего ярма магнитопревода Съем и установка обмо- ток Ремонт активных частей Изготовление отводов НН Лужение отводов ВН Стенд-решетка Стеллаж круглый поворот- ный Контейнер для транспорти- ровки пластин трансфор- маторной стали Съемник обмоток (»м. рис. 21) Конвейерная линия для ремонта активных час- тей * Приспособление для изги- бания шин Ванна для лужения отводов
Армирование алюминие- вых шин Станок для армирования алюминиевых шин МСХА-50-3
Монтаж схемы соедине- ний обмоток НН Установка для аргоно-ду- говой сварки УДАР-300
Монтаж схемы соедине- ний обмотки ВН Ремонт магнитопровода Лакировка трансформа- торной стали Механическая очистка трансформаторной стали Чистка и мойка бакоа То же Трансформатор для пайки отводов Стол-кантователь Лакировальная установка (рис. 23) Станок для механической очистки трансформатор- ной стали * Установка для очистки и мойки баков трансформа- торов мощностью до 1000 кВ . А * Кантователь баков* ОСУ-30/0.5А
Сварочные работы по ремонту баков и ар- матуры Трансформатор сварочный ТСК-500
То же Преобразователь сварочный ПСО-500
То же Испытание баков нй герметичность Хранение баков Ремонт крышек Хранение крышек Стол сварщика Ванна для испытания ба- ков на герметичность * Стеллаж для хранения ба- ков Тележка для ремонта кры- шек Стеллаж для хранения крышек * ОСН1-00
— Операция Оборудование для выполнения операции Тип, модель или марка оборудования
Модернизация расшири- телей Изготовление уплотне- ний Армирование вводов Испытание армирован- ных вводов на герме- Приспособление для вырез- ки днищ расширителей трансформаторов I—II габаритов Приспособление для вырез- ки резиновых колец Приспособление для арми- рования вводов Стенд для испытания арми- рованных вводов
тичность
То же Беэвакуумная сушка Насос ручной для прввер- ки герметичности вводов Печь сушильная НММАТР-2 (БКФ-2)
активных частей
Вакуумная сушка ак- Вакуум-сушильный шкаф 015-10000
тивных частей
То же Насос вакуумный ВН-4Г
То же Насос форсировочный РМК-3
Обработка трансформа- Маслоочистительные уста- РТМ-200,
торного масла НОВЕЙ Р-1000М
То же То же (см. рис. 47) УТМ
Механическая очистка Фильтр-пресс ФИ-2-3000
трансформ аторпого масла
Сушка свежего масла Центрифуга НСМ-3
Перекачка трансформа торного масла Регенерация сорбентов Насос шестеренный масля- ный Установка для восстанов- ления отработавших сор- бентов РЗ-З
Испытания трансформа- торов после ремонта Испытательная станция для трансформаторов на на- пряжение до 10 кВ мощ- ностью до 1000 кВ . А СПТ-2
Испытание электриче- Аппарат для пробоя транс- АИИ-70,
екой прочности транс- форматорного масла АИМ-80
форматорного масла
Окраска трансформато- ра методом окунания Покрасочная камера для трансформаторов 1—II габаритов (см. рис. 48) *
* Обозначена оснастка, разработанная для поточного метода
ремонта трансформаторов, которая может применяться также и при
индивидуальном методе с перспективой дальнейшего постепенного
Перехода к поточному методу.
настка выпускается промышленностью, то следует от-
давать предпочтение ей, но большинство специальной
оснастки разрабатывается технологами по ремонту
трансформаторов.
Немалую роль в разработке и внедрении различной
оснастки играет рационализаторское и изобретательское
движение среди рабочих и мастеров, занятых непосред-
ственно на ремонтных работах.
Перечень рекомендуемой технологической оснастки
приводится в табл. 3.
Инструменты и принадлежности. На различных опе-
рациях, выполняемых в процессе ремонта трансформа-
торов, применяют инструменты и принадлежности как
общего, так и специального назначения. Это слесарно-
монтажный инструмент, режущий инструмент с постоян-
ными или сменными элементами резания, контрольно-
измерительный инструмент различной точности, приспо-
собления для удобства работы, для поддержания чисто-
ты, для обеспечения культуры производства, для соблю-
дения техники безопасности.
Большинство инструментов и принадлежностей
стандартизованы, выпускаются серийно и могут при-
обретаться службой снабжения. По мере использования
инструменты приходят в негодность, их списывают по
акту и заменяют новыми. При правильном использова-
нии они выдерживают установленный для них срок
службы, а при особо бережном обращении с ними этот
срок можно продлить и за счет этого увеличить рен-
табельность производства.
Любой инструмент — это средство для выполнения
работы. Отвернуть затянутый болт или развести концы
вставленного в отверстие шплинта без инструмента не-
возможно. В принцип устройства инструментов заложе-
ны свойства простейших механизмов: рычага, ворота,
винта и др., например гаечный ключ представляет со-
бой ворот, плоскогубцы, клещи и другие щипцы — ры-
чаги со сдвинутой к зажимаемому предмету точкой опо-
ры, тиски — закрепляющее устройство с помощью вин-
тового механизма.
Ручные инструменты базируются на применении
мускульной силы человека. Большим прогрессивным
шагом является внедрение механизированных инстру-
ментов с электрическим или пневматическим приводом,
гаечных ключей (гайковертов), отверток, крацевальных
и очистных щеток, дрелей и др. Использование таких
инструментов повышает производительность труда и
культуру производства (человек физически меньше ус-
тает) -
Материалы. При восстановительном ремонте транс-
форматоров индивидуальным методом, как правило,
применяют те же материалы, что и на заводах-изгото-
вителях этих изделий. Некоторая унификация имеет
место, когда разные заводы применяют для одних и тех
же целей разные материалы. В большинстве же случаев
эти вопросы не представляют сложности для ремонтно-
го персонала, если на предприятии исправно работает
служба снабжения.
Материалы делятся на основные и вспомогательные.
Основными являются те, из которых изготовляют детали
или которые используют непосредственно (в основном,
это масло и силикагель); вспомогательные — это мате-
риалы, используемые при разных технологических опе-
рациях: для чистки, промывки, протирки, обезжирива-
ния, покрытий, пайки, сварки и т. п.
В табл. 4 приводятся материалы, которые рекомен-
дуется применять при ремонте трансформаторов, и стан-
дарты или технические условия, по которым они выпус-
каются.
Комплектующие изделия. Некоторые узлы и детали,
устанавливаемые на трансформатор при ремонте, не
изготовляют на данном предприятии, а приобретают на
стороне (службой снабжения либо на трансформатор-
ных заводах, либо на других специализированных элек-
троремонтных предприятиях). Комплектующими изде-
лиями являются съемные вводы или изоляторы к ним,
переключатели ответвлений, радиаторы, стеклянные
термометры, стекла маслоуказателей, колпаки воздухо-
осушителей и др.
|Покупными изделиями для описываемого в настоя-
щей книге технологического процесса являются и запас-
ные обмотки трансформаторов.
Промышленные метизы — это различные крепежные
детали, которые изготовляются метизными заводами
в массовом порядке по соответствующим стандартам и
устанавливаются на трансформатор взамен негодных.
К числу промышленных метизов относятся: болты, гай-
ки, шайбы, шплинты и пр. Предприятие должно быть
полностью ими обеспечено.
Материалы
Нормативный документ
1. Металлы, и сплавы
Сталь электротехническая листовая
Электроды «варочные
Электроды сварочные
Электроды сварочные немагнитные ЭА-1
Лента алюминиевая
Проволока алюминиевая круглая
Проволока сварочная из алюминия и
алюминиевых сплавов
Прутки алюминиевые круглые
Шины алюминиевые прямоугольного се-
чения
Прутки латунные круглые
Лента медная
Проволока медная прямоугольного сече-
ния
Проволока медная круглая
Прутки медные круглые
Шины медные прямоугольного сечения
Сплав медь — фосфор
Припой оловянно-свинцовый
Припой серебряный
Припой марки П-250А для пайки алю-
миниевых изделий
2. Провода обмоточные и монтажные
изолированные
Провода медные и алюминиевые обмо-
точные ПБ и АПБ
То же ПБД и АПБД
Провода медные прямоугольного сече-
ния ПБ
Провода медные марки ПЭЛ
Провода медные для отводов трансфор-
маторов
3. Электроизоляционные материалы
Лакоткань хлопчатобумажная и шелко-
вая
Ленты изоляционные хлопчатобумажные
(киперная, тафтяная)
Трубки электротехнические бумажно-
бакелитовые
Цилиндры электротехнические бумажно-
бакелитовые
Бумага бакелизированная
ГОСТ 802-58
ГОСТ 9466-60
ГОСТ 9467-60
ГОСТ 10052-62
ГОСТ 13726-68
ГОСТ 6132-71
ГОСТ 7871-63
ГОСТ 7857-73
ГОСТ 5414-63
ГОСТ 2060-73
ГОСТ 434-71
ГОСТ 434-71
ГОСТ 2112-71
ГОСТ 1535-71
ГОСТ 434-71
ГОСТ 4515-48
ГОСТ 1499-70
ГОСТ 8190-56
ТУ ОСР 501-001
ГОСТ 16512-70
ГОСТ 16513-70
ТУ ОМВ.505.170-65
ГОСТ 2773-69
ГОСТ 10787-68
ГОСТ 2214-70
ГОСТ 4514-71
ГОСТ 8726-72
ГОСТ 8726-72
ТУ 35-ЭП-416-65
Материалы Нормативный документ
Бумага кабельная Бумага крепированная Бумага оберточная машинной гладкости неокрашенная Бумага парафинированная Бумага телефонная Бумага упаковочная водонепроницаемая двухслойная Бумага асбестовая электроизоляционная Бумага асбестовая теплоизоляционная Картон электроизоляционный Картон асбестовый Полотно асбестовое ГОСТ 645-67 ГОСТ 12769-67 ГОСТ 8273-57 ГОСТ 9569-65 ГОСТ 3553-73 ГОСТ 8828-61 ГОСТ 9426-60 ГОСТ 2630-69 ГОСТ 4194-68 ГОСТ 2850-58 ГОСТ 2198-66
4. Маслоуплотняющие материалы
Резина техническая маслостойкая поло- совая Резина листовая для трансформаторов Набивка сальниковая асбестовая Нити и шнуры асбестовые Клей резиновый Клей № 88 ТУ 233-54 Р ГОСТ 12855-67 ГОСТ 5152-66 ГОСТ 1779-72 ГОСТ 2199-66 ТУ МХПУТ-880-58
5. Нефтепродукты
Масло трансформаторное Масло трансформаторное Бензин авиационный Бензин автомобильный Бензин-растворитель (уайт-спирит) Керосин Ацетон технический Растворитель № 646 Растворитель Р-4 Сольвент нефтяной ГОСТ 982-68 ГОСТ 10121-62 ГОСТ 1012-72 ГОСТ 2084-67 ГОСТ 8505-57 ГОСТ 4753-68 ГОСТ 2768-69 ГОСТ 18188-72 ГОСТ 7827-74 ГОСТ 10214-62
6. Химические материалы
Дибутилпаракрезол ДБК — присадка к трансформаторному маслу Магний хлористый Натр едкий технический Порошок каустический из магнезита Силикагель гранулированный Силикагель индикаторный Флюс для пайки алюминия марки Ф-54а ГОСТ 10894-64 ГОСТ 7759-73 ГОСТ 2263-71 ГОСТ 1216-41 ГОСТ 3956-54 ГОСТ 8984-59 ТУ ОСР.501 001
Материалы Нормативный документ
Бура техническая Канифоль сосновая Парафин Мел ГОСТ 8429-69 ГОСТ 19113-73 ГОСТ 16970-71 ГОСТ 1498-64
7. Лако-красочные материалы
Лак КФ-965 (бывший лак № 302) Лак глифталевый ГФ-95 Лак бакелитовый Лак Лаки Кв 447, № 458 и № 460 Лак № БТ-99 (бывший 462 п) Лак ХСЛ Лак цапай 951, 956, 959, 963 и 964 Эмали ГФ-92ГС, ГФ-92ХС и ГФ-92ХК Эмаль У-416 Эмаль ПФ-133 (бывшая ФСХ) Эмали ПХВ-10, ПХВ-23 и ПХВ-24 Эмали ХВ-124 и ХВ-125 Эмаль ГФ-020 Эмали ФЛ-03, ФЛ-ОЗК, ФЛ-ОЗКК и ФЛ-ОЗЖ Нитроэмаль № 1201 Нитроэмали № 624с и 624а Нитроэмаль № 660 Нитроэмаль № 1202 Нитроэмали № 14сг—16сг Нитроэмаль ВЛ-515 Краска маркировочная МК-25 ГОСТ 15030-69 ГОСТ 8018-70 ГОСТ 901-71 МГВТУ.УХП-13-57 ГОСТ 6244-70 ГОСТ 8017 74 ГОСТ 7313-55 ГОСТ 5236-50 ГОСТ 9151-59 ВТУ МХП-2540-51 ГОСТ 926-63 ГОСТ 6993-70 ГОСТ 10144-62 ГОСТ 4056-63 ГОСТ 9109 59 ВТУ МЭП ОАА.504.002-53 ГОСТ 7462-73 ГОСТ 18335-73 ТУ МХП-2485-51 ТУ КУ -460-54 ТУ 6-10-1052-70 ТУ МКП-1297-49
8. Текстильные изделия
Веревки из лубяных волокон Ветошь обтирочная Нитки швейные Шнуры крученые лыюпеиьковые Шнуры крученые льняные Шнуры крученые хлопчатобумажные Шнур (чулок) хлопчатобумажный ГОСТ 1868-72 ГОСТ 5354-74 ГОСТ 6309 73 ГОСТ 5107-70 ГОСТ 17306-71 ГОСТ 18403-73 ТУ МПП-1387-47
9. Прочие материалы
Глет свинцовый Цемент глиноземистый 400 или 500 Трубки стеклянные Ткань фильтровальная (бельтинг) Картон фильтровальный технический Бумага фильтровальная ГОСТ 5539-73 ГОСТ 969-66 ГОСТ 8446-74 ГОСТ 2924-67 ГОСТ 6722-65 ГОСТ 6722-65
9. РЕМОНТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
Процесс ремонта трансформатора, начиная с приема
его от заказчика и кончая сдачей его в исправном со-
стоянии этому же или другому заказчику, сопровож-
дается ведением ремонтной документации.
На предприятиях ведут учетно-отчетную документа-
цию по деятельности предприятия за определенный от-
резок времени. Эта документация относится не столько
к самому производству, сколько к бухгалтерскому уче-
ту, поэтому она нами не рассматривается.
Техническая документация, составляемая на каждый
трансформатор, должна быть понятна каждому ремонт-
нику, так как она оказывает существенную помощь
в работе при ремонте и впоследствии при эксплуатации
трансформатора. Ниже рассматриваются все ее виды
в той последовательности, в которой ее составляют и
заполняют.
При приеме трансформатора в ремонт составляют
наряд-заказ. В нем заказчик указывает причину вывода
трансформатора в ремонт (авария, необходимость пере-
делки на другие параметры, появление какой-нибудь
неисправности в процессе эксплуатации и т. п.), сооб-
щает все известные ему сведения о трансформаторе
(сколько времени и в каких условиях находился в экс-
плуатации, сколько прошел ремонтов, их характер и
вид, время последнего ремонта). На основании сведений
ориентировочно устанавливают объем ремонта и наме-
чают удобный для заказчика и возможный для ремонт-
ного предприятия срок ремонта.
В начальной стадии ремонта одновременно с разбор-
кой производят дефектировку трасформатора, результа-
ты которой фиксируют в ведомости дефектов. К ней
прикладывают протоколы сокращенного химического
анализа трансформаторного масла из бака и других
предварительных испытаний, электрических и гидрав-
лических. На основании ведомости дефектов оконча-
тельно определяют требуемый объем ремонта. При не-
обходимости ремонта с заменой обмоток составляют
заказ на изготовление новых обмоток на соответствую-
щем предприятии с указанием их типоразмеров и дру-
гих требуемых характеристик и данных.
Перед выполнением отдельных операций могут со-
ставляться различные эскизы, производиться замеры,
кернения, клеймения бирками, но это делается не все- |
гда и непосредственно в документацию может не вхо-
дить. Но технология ремонта становится более четкой и
осмысленной, если на предприятии принято составлять
карту обмеров — особенно для трансформаторов, про-
ходящих большой объем ремонта, с заменой обмоток,
ремонтом магнитопровода, модернизацией арматуры и
пр. В этой же карте фиксируются также и результаты
промежуточных испытаний в процессе ремонта отдель-
ных узлов трансформатора.
При ремонте ведут документацию по особо ответст-
венным операциям. У трансформаторов I—II габаритов
это сушка активной части. В процессе сушки ведут
журнал сушки, о чем указано в § 14.
После ремонта выполняют полный комплекс прие-
мо-сдаточных испытании трансформатора, по которым
составляют протокол — главный ремонтный документ.
Его составляют в двух экземплярах: один передают
заказчику для приобщения к инвентарной карте (делу)
трансформатора, а другой сдают в архив ремонтного
предприятия или подразделения.
Своеобразным документом является и паспортная
табличка, укрепляемая на баке трансформатора (см.
§ 20).
При сдаче отремонтированного трансформатора за-
казчику составляют приемо-сдаточный акт в трех-четы-
рех экземплярах: из них два для заказчика и его выше-
стоящей организации для оплаты стоимости ремонта,
один экземпляр идет в отчетную документацию ремонт- |
ного предприятия или подразделения и один — в его
вышестоящую организацию (не обязательно). В акте
перечисляются все выполненные работы и даются реко-
мендации по использованию трансформатора в эксплу-
атации в части специальных требований (параллельная
работа, несимметричные режимы).
Всю ремонтную документацию выполняют по уста-
новленным формам. Такие формы приняты на каждом
электроремонтном предприятии. Предпринимались по-
пытки выработать для всех электроремонтных пред-
приятий системы Министерства электротехнической
промышленности СССР единые формы документации,
однако необходимость в этом не подтвердилась: каж-
дое предприятие имеет многолетний опыт работы по
44
привычным для себя формам и их унификация ничем
не оправдана.
разработан лишь стандарт предприятия на ремонт-
ные паспортные таблички, которые будут изготовляться
централизовано.
IV. ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА
ТРАНСФОРМАТОРОВ
10. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА
Любое ремонтное производство независимо от вида
ремонтируемых изделий коренным образом отличается
от производства таких же изделий на заводах промыш-
ленности. Это отличие носит технический, экономиче-
ский и, главным образом, технологический характер.
Техническое отличие состоит в том, что технический
уровень ремонтного производства значительно ниже,
чем промышленного производства новых изделий. По-
следнее непрерывно совершенствуется с использова-
нием последних достижений в различных областях нау-
ки, с применением новых прогрессивных материалов и
более производительных способов их обработки. Ремонт-
ное же производство имеет дело подчас с очень уста-
ревшими изделиями несовершенной конструкции.
Экономическое отличие заключается в том, что, на-
пример, трансформаторный завод создает новое изде-
лие — трансформатор, применяя в качестве исходных
продуктов материалы (трансформаторную сталь, обмо-
точный провод, металл для баков, арматуры и ярм
магнитопровода и др.), а электроремонтное предприятие
в качестве сырья использует неисправный трансфор-
матор, в котором многие узлы и детали не надо изго-
товлять заново. Таким образом, ремонт создает только
прибавочную стоимость в форме изменения качества
изделия.
Технологическое отличие. Ремонтное производство
гораздо сложнее и мнообразнее, чем производство но-
вых изделий в промышленности. Это объясняется тем,
что добавляются новые операции, выходящие за преде-
лы технологии изготовления новых изделий, как то:
разборка, предварительные испытания, осмотры, отбра-
ковка, определение годности и возможности ремонта
отдельных узлов и деталей, определяемые дефектиров-
кой. Другое отличие заключается в том, что ремонтное
производство обладает более широкой номенклатурой
изделий, чем завод-изготовитель. Наряду с современны,
ми ремонтируются устаревшие изделия, снятые с пропз. I
водства. Но, несмотря на все эти отличия, технология
ремонта органически связана с технологией изготовле-
ния новых изделий.
Требования обеспечить высокое качество выполнения
ремонтных работ с заданной производительностью обу-
словливают эту связь и зависящий от этого технологи-
ческий процесс в ремонтном производстве. На транс-
форматорных заводах непрерывно применяют новые
конструкционные и электроизоляционные материалы, но
за этим неминуемо следует распространение примене-1
ния этих материалов и для старых трансформаторов
при их ремонте. Примером может служить введение
съемных днищ расширителей у новых трансформаторов.
При ремонте реконструируются по такому же принципу
и старые расширители, не имеющие съемных днищ.
Намечается и обратная связь, заключающаяся в со-
ставлении всеми трансформаторными заводами страны
при разработке новых трансформаторов ремонтной до-
кументации, что, безусловно, повысит ремонтопригод-
ность современных трансформаторов.
11. ПОДГОТОВКА ТРАНСФОРМАТОРА К РЕМОНТУ.
ДЕФЕКТИРОВКА В СОБРАННОМ ВИДЕ
Прежде чем попасть непосредственно в ремонт,
трансформатор проходит целый ряд подготовительны?'
работ.
Руководитель ремонта (бригадир) знакомится с на-
ряд-заказом. Если из этого документа ясно, что требует-
ся ремонт с заменой обмоток, то необходимо подгото-
вить заказ на их изготовление. Однако это не всегда
возможно до разборки трансформатора и подъема ак-
тивной части из бака, так как это определяется типом
трансформатора, годом изготовления и заводом-изгото-
вителем. Иногда по этим данным можно установить об-
моточные данные трансформатора и заранее заказать
для него обмотки.
Но в большинстве случаев трансформатор находится
в разобранном виде до поступления к нему обмоток, в
46
если предстоят трудоемкие работы по ремонту других
узлов трансформатора, то рационально выполнять эти
работы, не ожидая прибытия новых обмоток. Например,
у трансформатора, потерпевшего аварию, может быть
покороблен бак с крышкой, повреждены радиаторы или
магнитопровод. Если же видимых повреждений нет, то
лучше всего после обмера обмоток собрать трансфор-
матор и поставить его на хранение в так называемом
отстойном месте и во время его хранения заниматься
ремонтом другого трансформатора.
В зимнее время года трансформатор, подлежащий
ремонту, за два-три дня до начала работ следует зака-
тить в отапливаемое помещение (специальный тамбур,
а если его нет, то на отстойное место в цехе). За это
время растают остатки снега и льда на трансформаторе
(слой снега или льда по возможности удаляют на ули-
це), отогреются масло и все металлические части до
температуры воздуха внутри помещения и станет воз-
можно работать над этим трансформатором. Если нет
возможности ждать естественного отогрева, можно при-
менить электронагревательные устройства, устанавли-
ваемые под дно бака. Можно нагреть трансформатор
индукционной обмоткой, намотанной на бак. Если
имеется в наличии горячее масло, можно залить его
в трансформатор после слива старого масла. Если ис-
правны обмотки трансформатора, можно нагреть его
постоянным током или током нулевой последовательно-
сти. И, наконец, можно нагреть трансформатор в печи
для сушки активных частей, сняв с него расширитель,
если он мешает установке трансформатора в печь.
Каждому трансформатору, принятому в ремонт, при-
сваивают ремонтный номер. На предприятии должны
быть картонные бирки, на которых записывают тип
трансформатора, ремонтный номер и некоторые допол-
нительные данные, например сроки различных работ
Или причины задержки в ремонте и др. Бирки следует
при разборке трансформатора прикреплять ко всем
частям, которые после ремонта должны будут вновь ус-
тановлены на этот трансформатор.
Дефектировка трансформатора в собранном виде за-
ключается прежде всего в его осмотре.
Подготавливают ведомость дефектов и заполняют
графы, соответствующие выявленным при осмотре не-
исправностям. Осматривают все наружные части, опре-
деляют их наличие и исправность. Часто трансферта,
торы попадают в ремонт не полностью укомплектован,
ные: без термометров, пробивных предохранителе^
каких-нибудь пробок, колпаков и крышек воздухоосуши
теля и пр.
Осматривают бак трансформатора для выявления
течей масла. Места течей видны не только на грязном
баке. Хотя бак на заводе окрашивают снаружи масло-
стойкой эмалью, при длительной течи масло оставляет
на окрашенной поверхности светлый след. Если следы
течей берут начало от уплотнений, возможны дефекты
последних. Иногда масло просачивается в местах свар-
ки. В этих случаях соответствующие места отмечают ме-
лом. В сомнительных случаях, чтобы убедиться в отсут-
ствии течей масла, трансформатор подвергают предва-
рительному испытанию избыточным давлением масля-
ного столба высотой 2 м (гидравлическое испытание). |
Затем осматривают вводы и определяют их состоя-
ние. Старые армированные вводы, находящиеся в хоро-
шем состоянии, не обязательно заменять на съемньк .
Не обязательно заменять их даже тогда, когда неиспра-
вен один из трех вводов ВН, если его можно отремон
тировать.
К дефектировке в собранном виде относятся и пред-
варительные электрические испытания, необходимые
для определения наличия повреждений и их характера
Отбирают пробу трансформаторного масла из бака
и проверяют для определения годности и возможности I
его дальнейшего использования. Передовые ремонтные
предприятия и подразделения с развитым масляным
хозяйством имеют несколько емкостей, в которые сли-
вают масло из трансформаторов при разборке в зави
симости от его состояния: не смешивают между собой
хорошее масло, не подлежащее никакой обработке,
с годным, но требующим регенерации или даже только
сушки. Минимально надо иметь две емкости: в одну
сливать совершенно негодное масло, горелое, а в дру-
гую — все годное, которое можно восстановить. Пробу
масла испытывают на пробой и подвергают сокращен-
ному химическому анализу.
Проверяют мегаомметром сопротивление изоляции
обмоток и их целостность, если необходимость их заме-
ны не оговорена в наряд-заказе, а определена дефекти-
ровкой. Если обмотки не повреждены,, целесообразно
48
провести и другие испытания, чтобы установить возмож-
ность выполнения ремонта без замены обмоток.
Результаты предварительных испытаний записывают
в протокол, прикладываемый к ведомости дефектов.
12. РАЗБОРКА И ДЕФЕКТИРОВКА УЗЛОВ
ТРАНСФОРМАТОРА
Непосредственно ремонт начинают с общей разборки
трансформатора. Одновременно с разборкой каждый
узел или деталь, демонтированные с трансформатора,
дефектируют и сразу же определяют, что следует пред-
принять прежде, чем снова установить их на место.
Чтобы при сборке сохранить исходное взаиморасполо-
жение деталей перед разборкой, на удобных поверхно-
стях (но не трущихся и не сопрягаемых) наносят памят-
ные метки любым способом, обеспечивающим их со-
хранность.
На предприятиях по-разному решают вопрос о кре-
пежных деталях. Иногда все детали обезличивают, т. е.
при разборке раскладывают в разные ящики поворот-
ного стеллажа по размерам, а при сборке устанавли-
вают либо новые, либо бывшие в работе, но не обяза-
тельно с того же трансформатора. Следует отметить,
что это является зачатком прогрессивного метода ре-
монта, при котором обезличиваться будут не только
крепежные детали, но и целиком некоторые узлы транс-
форматора; многие передовые предприятия уже пере-
шли на этот метод работы. Для малопроизводительных
ремонтных предприятий и подразделений этот метод не
приемлем и используется старый, необезличенный метод.
Для годных крепежных деталей готовится специальный
ящик, на котором укрепляют бирку с ремонтным номе-
ром трансформатора. Негодные детали сразу заменяют
новыми, а требующие ремонта отмечают каким-нибудь
образом. Потом этот ящик будет направлен на сборку
трансформатора, с которого были сняты детали, уло-
женные в ящик.
В зависимости от объема предстоящего ремонта сли-
вают определенное количество масла. Если обмотки
подлежат замене, но новых обмоток еще нет, масло сли-
вают только из расширителя немного ниже разъема
крышки, а из трансформатора без расширителя с вво-
дами на стенке бака сливают несколько ниже вводов.
Если обмотки уже имеются в наличии или предстоит
ремонт трансформатора без замены обмоток, то масло
сливают сразу полностью в соответствующую его со-
стоянию емкость. Эти емкости располагают, как прави-
ло, ниже уровня стенда-решетки, на которой стоит
трансформатор при разборке, и масло уходит в них са-
мотеком. Для этого шланг этой емкости, имеющий кран
и штуцер с резьбой, надевают на маслосливной патру-
бок в нижней части бака трансформатора и открывают
все краны. Шланг может заканчиваться небольшой ем-
костью (воронкой), подставляемой под отверстие в баке,
тогда пробку с отверстием для отбора проб выверты-
вают совсем и масло быстро вытекает из бака.
Не дожидаясь, пока все масло вытечет из бака, начи-
нают демонтаж наружных частей трансформатора. Сни-
мают термометр и пробивной* предохранитель, уклады-
вают их в безопасное место.
Демонтируют расширитель, для чего отсоединяют
его маслопровод от бака, затем если маслоуказатель
трубчатый, то во избежание его повреждения закрыва-
ют его стекло специальным защитным щитком, привязы-
вая его к арматуре маслоуказателя. Небольшой рас-
ширитель можно снять руками, более крупный — грузо-
подъемным механизмом с помощью пеньковой веревки,
завязанной на расширителе петлей. Демонтированный
расширитель укладывают на деревянные подкладки или
сразу отправляют на ремонтно-сварочный участок.
Дальнейшая последовательность разборки опреде-
ляется конструкцией трансформатора. Если активная
часть механически связана с крышкой вертикальными
шпильками, то, разболтив разъем крышки, поднимают
из бака активную часть. Перед этим надо тщательно
очистить крышку от грязи, отлупившейся краски и
ржавчины, чтобы они не попали на активную часть. При
сильном загрязнении крышку очищают металлическими
скребками, щетками и ветошью, смоченной в бензине
или в другом растворителе. Все отверстия на крышке
закрывают глухими фланцами или пробками.
Если крышка с активной частью не связана, то ее
на этом этапе ремонта не чистят. Демонтируют все эле-
менты, установленные на крышке: съемные вводы и
привод переключателя ответвлений. Снятые фарфоро-
вые изоляторы осматривают, обращая особое внимание
на места сопряжения глазурованной поверхности с ку-
50
лачками, прижимающими
изолятор к крышке, про-
веряют нет ли трещин
или сколов. Все детали
вводов и привода пере-
ключателя укладывают
на предназначенные для
них места. Грузоподъем-
ным механизмом или ру-
ками поднимают крышку,
чтобы токоведущие
шпильки вводов и вал
переключателя вышли из
отверстий в ней, а затем
отводят от бака, чтобы
грязь с нее не попала
внутрь трансформатора.
Затем разбирают узлы
крепления активной части
в баке, применяя торцо-
Рис. 18. Строповка активной части
для подъема нз бака.
1 — подъемное кольцо; 2 — пруток; 3 —
строп.
вне ключи.
Очередной ответственной операцией является стро-
повка и выемка активной части из бака. Для строповки
на активной части имеются подъемные кольца
(рымы): у трансформаторов мощностью до 400 кВ-А
их два, у трансформаторов большей мощности — четыре.
На подъемные кольца и крюк грузоподъемного механизма
надевают петли стропов и в отверстия колец вставляют
стальные стержни. При строповке активной части, свя-
занной с крышкой, применяют стропы необходимой дли-
ны, чтобы подъемные шпильки не сгибались (рис. 18).
Углы между стропами и вертикалью должны быть не
более 30°. В табл. 5 указаны минимальные длины стро-
Таблица 5
Тип трансфор- матора Длина стропа, мм Тип трансформатора Длина стропа, мм
ТМ-20/6 780 ТМ-100/10 800
ТМ-20/10 610 ТМ-180/6 850
ТМ-30/6 780 ТМ-180/10 940
ТМ-30/10 660 ТМ-320/6 940
ТМ-50/6 700 ТМ-320/10 940
ТМ-50/10 800 ТМ-560/6 1100
ТМ-100/6 800 ТМ 560/10 1100
пов для подъема активных частей трансформаторов
I—II габаритов ранних выпусков.
Подъем начинают медленно и осторожно, следя за
тем, чтобы активная часть поднималась строго верти-
кально, не задевая за бак и выступающие внутри него
части. Для этого один рабочий обязательно должен
поддерживать активную часть, чтобы она не качалась,
и направлять ее движение вверх.
При выполнении любых такелажных работ необхо-
димо строго соблюдать правила техники безопасности.
Управлять грузоподъемными средствами имеют право
специально обученные лица, периодически проходящие
проверку и имеющие соответствующие удостоверения.
В удостоверении должны быть записаны номера кранов
(тельферов), которыми разрешается управлять рабоче-
му, а в формуляре каждого механизма — фамилии всех
лиц, допущенных к работе на нем. Все подъемно-транс-
портные средства должны периодически испытываться
представителями Госгортехнадзора. Если срок очеред-
ного испытания истек либо если замечена какая-нибудь
неисправность, пользоваться им запрещается.
При каждом использовании подъемного механизма
проверяют работу его тормоза и надежность строповки
груза. Застропленный груз поднимают над опорной по-
верхностью на высоту 100—200 мм, несколько минут
держат на весу, затем обратно опускают вниз, а уже
потом снова поднимают и перемещают по назначению.
Также вынимают из бака и активную часть.
Если масло из бака полностью не слито, то актив-
ную часть выдерживают на весу над баком, чтобы мас-
ло стекло с нее в бак. В это время осматривают актив-
ную часть. Обращают внимание на места отложения
шлама и загрязнений в обмотках, в охлаждающих ка-
налах и на активной стали. Большие скопления шлама
свидетельствуют о наличии перегревов в этих местах.
Результаты осмотра записывают в ведомость дефектов.
Особо важна дефектпровка активной части, если ре-
шается вопрос о возможности ремонта без замены об-
моток.
В этом случае осмотр активной части следует про-
извести по возможности быстро, после чего ее немедлен-
но промыть, пока продукты разложения масла не за-
сохли на активной части и не затвердели. Промывают
активную часть струей теплого чистого масла из шлан-
га, проведенного от емкости, поднятой на высоту около
3 м над полом. Емкость на 30—40 л наполняется теп-
лым маслом насосом непосредственно перед промывкой.
Промыть активную часть можно над баком транс-
форматора, а затем масло из бака слить туда же, куда
слито масло из бака до разборки. Если под стендом-ре-
шеткой сделана бетонированная яма для слива масла,
связанная трубопроводом с емкостью для грязного мас-
ла, то активную часть над баком не вывешивают, а сра-
зу устанавливают на стенд-решетку, где производят
дефектировку, промывку и спуск остатков масла.
После стока масла активную часть направляют на
участок ее ремонта, где проводят ее окончательную де-
фектировку и все необходимые работы.
13. РЕМОНТ АКТИВНОЙ ЧАСТИ
Индивидуальный метод ремонта трансформаторов
предусматривает выполнение всех работ на активной
части, начиная с ее разборки и кончая сборкой, на од-
ном месте, без перемещения.
Ремонт активной части — это основная и почти все-
гда самая трудоемкая работа, она требует высокой
квалификации электрослесарей.
Ремонт активной части включает следующие работы:
дефектировку активной части;
демонтаж крышки и отводов;
расшихтовку верхнего ярма;
съем обмоток и изоляции;
ремонт магнитопровода;
установку изоляции, насадку и расклиновку обмоток;
зашихтовку верхнего ярма, прессовку обмоток и
ярма;
пайку, изолировку и крепление отводов;
промежуточные испытания активной части при ре-
монте.
Ниже рассматривается каждая из этих работ.
Дефектировка активной части является одной из са-
мых ответственных работ. Демонтаж обмоток, которые
впоследствии могут оказаться годными, связан не толь-
ко с бесполезными трудовыми затратами, но и влечет
за собой неоправданное повышение потерь в трансфор-
маторе и снижение его надежности. Поэтому даже когда
при заказе на ремонт заказчик требует обязательной
Таблица 6
Класс состояния изоляции Данные трансфор- матора Механические свойства Цвет изоляции провода Заключение о состоянии изоляции
электрокартона хлопчатобу- мажной ленты бумажной изоляции
0 Новый, не бывший в ра- боте, или от- ремонтиро- ванный с за- меной обмо- ток Не хрупкий, при изги- бе под углом 180° (но без сдавливания места изгиба) не ломается и трещин не дает Крепкая, при натяжке не распол- зается и не рвется Крепкая, не хрупкая; покрытая лаком — эла- стичная; при царапании ногтем не разрушается; с провода снимается трудно; снятая с прово- да, при изгибе не ло- мается Светлый Отличная, пригодная к эксплуата- ции
1 Работал несколько лет при нор- мальных ус- ловиях экс- плуатации Не хрупкий, при изги- бе под углом 90° не ломается и трещин ие дает; при изгибе на 180° не ломается, но дает мелкие трещины То же То же То же Хорошая, пригодная к дальней- шей эксплу- атации
2 Работал длительно при нормаль- ных условиях эксплуата- ции Не хрупкий, при из- гибе под углом 90° не ломается, но дает мел- кие трещины То же Крепкая, твердая; по- крытая лаком — эла- стичная; при царапании ногтем не разрушается; с провода снимается легко; снятая с провода при изгибе не ломается, но дает мелкие трещи- ны Потем- невший Удовлетво- рительная, пригодная к дальней- шей эксплу- атации
Продолжение табл, б
Класс состояния изоляции Данные трансфор- матора Механические свойства Цвет изоляции провода Заключение о состоянии изоляции
электрокартона хлопчатобу- мажной ленты бумажной изоляции
3 Работал с частыми перегрузка- ми, в тяже- лых несим- метричных режимах или при наруше- нии правил эксплуатаци! Хрупкий, при изгибе под углом 90° ломает- ся Слабая, при натяжке расползает- ся и рвется Крепкая, покрытая лаком—эластичная; при царапании ногтем не разрушается; с провода снимается трудно; сня- тая с провода, при из- гибе не ломается Светлый Удовле- творитель- ная, требует замены элек- трокартона и хлопчато- бумажной ленты и по- сле этого пригодна к дальней- шей эксплу- атации
4 сл СИ Близок к концу сро- ка службы или работал в недопусти- мо тяжелых условиях То же То же Слабая, при царапа- нии ногтем разрушается; с провода снимается легко; снятая с провода, при изгибе ломается Темный Плохая, к дальней- шей эксплу- атации не пригодна
замены обмоток на новые, этого делать не следует, если
существующие обмотки являются еще пригодными.
При дефектировке активной части определяют со-
стояние изоляции обмоток и отводов, качество опрессов-
ки и расклиновки, отсутствие деформаций и других по-
вреждений обмоток.
Состояние изоляции определяется не только ее элек-
трическими свойствами. Изоляция может быть пригод-
ной, но из-за увлажнения обладать низкими электроизо-
ляционными свойствами, которые доводятся до нормы
посредством сушки. И, наоборот, изоляция может быть
изношенной, черной, горелой, но с хорошими электро-
изоляционными свойствами. Поэтому качество изоля-
ции определяется ее физико-механическими свойства-
ми: эластичностью, твердостью, упругостью, цветом.
В табл. 6 приведена классификация состояния изоля-
ции, предложенная лабораторией Московского электро-
завода [5] и дополненная И. М. Райхлиным.
Если осмотром изоляции не удается отнести ее к то-
му или иному классу состояния, производят «отбор
пробы» изоляции, т. е. срезают в наиболее доступном
месте в верхней части обмотки весь слой изоляции до
проводника. Обычно бывает достаточно одной пробы
изоляции с обмотки или с отвода, но если возникает
сомнение в ее состоянии, то допускается отбор пробы
в другом месте. Пробу проверяют на механические
свойства.
Для изоляции, не пропитанной лаком, б настоящее
время разрабатывается по примеру зарубежного опыта
химический метод определения степени старения изоля-
ции, основанный на изменении структуры целлюлозы
под воздействием температуры, вибрации и электромаг-
нитных явлений.
Кроме состояния целлюлозно-бумажной изоляции,
весьма важным признаком надежности трансформатора
для дальнейшей эксплуатации является состояние са-
мих обмоток и главной изоляции, отсутствие в них де-
формаций, смещения витков, происшедших от электро-
динамических усилий при протекании через обмотки то-
ков короткого замыкания. Главной причиной этого
дефекта являются усадка и ослабление крепления обмо-
ток вследствие усыхания бумажной изоляции при дли-
тельной работе. Это явление довольно распространен-
ное, и оно нередко ведет к аварии.
В практике ремонта достаточно часты случаи, когда
яа доставленном в профилактический ремонт и нор-
мально работавшем до этого трансформаторе обнару-
живались весьма значительные деформации обмоток, по
своему характеру и величине поставившие трансформа-
тор на грань аварии.
В зависимости от характера и причин возникновения
дефектов часто рассматривают вопрос о полном изме-
нении существующей конструкции обмоток и главной
изоляции для конкретного трансформатора в соответ-
ствии с условиями его работы, вне зависимости от того,
является эта конструкция заводской или, что более ве-
роятно, была изменена при предыдущем ремонте, вы-
полненном недостаточно квалифицировано.
При дефектировке активной части необходимо также
осмотреть и зафиксировать в ведомости дефектов со-
стояние отводов, переключателя ответвлений, контактов
и паек; состояние стяжных шпилек и их изоляции, изо-
ляции ярмовых балок (металлических); исправность за-
земления магнитопровода; отсутствие короткозамкнуто-
го контура в системе магнитопровода и выполнение ус-
ловий, исключающих возможность его образования.
Если активная часть подлежит разборке, необходимо
составить эскиз взаимного расположения изолирован-
ных и заземляемых частей магнитной системы.
По результатам дефектировки активной части окон-
чательно устанавливают объем ремонта трансформато-
ра. Активную часть с хорошими обмотками и магнито-
проводом дальнейшим работам не подвергают и гото-
вят к сушке. Все работы, описываемые ниже, относятся
к ремонту с заменой обмоток.
Демонтаж крышки и отводов. Разборку активной
части, связанной с крышкой подъемными шпильками,
начинают с отсоединения от переключателя ответвле-
ний и вводов регулировочных и линейных отводов. Пе-
ред отсоединением отводы нумеруют и прикрепляют
к ним бирки с обозначением вводов и зажимов пере-
ключателя ответвлений.
Вводы и переключатель ответвлений демонтируют до
или после съема крышки с активной части. Крышку сни-
мают механизмом, который стропят к специально имею-
щимся на ней кольцам или скобам. Если таковых нет,
то применяют временные рымы, закрепляемые в отвер-
стиях крышки. Крышку трансформатора мощностью до
180 кВ - А нетрудно снять вручную вдвоем. Перед
съемом крышки измеряют расстояние между ней и верх-
ним ярмом, чтобы впоследствии выдержать эти размеры
при сборке. Измерение производят у каждой шпильки
и результаты записывают в карту обмеров.
Работы по ремонту активной части кроме последней
стадии сборки выполняют одинаково, вне зависимости
от способа крепления ее в баке (связи с крышкой).
Следующей операцией является демонтаж отводов,
но перед этим снимают эскиз их разводки и крепления
деревянными планками. Осматривают с целью определе-
ния возможности повторного использования старых от-
водов с новыми обмотками, и если нет местных повреж-
дений (прогаров, растрескивания, сползаний изоляции),
то отводы демонтируют так, чтобы их не повредить.
Б месте соединения с обмоткой отвод очищают ножом
от изоляции, срезая ее на конус в двух направлениях
в сторону спая на длине 50—200 мм (в зависимости от
толщины изоляции и сечения провода). Отвод большого
сечения отпаивают, пользуясь специальными клещами
с угольными электродами.
Распаивать старую обмотку, пропитанную маслом и
продуктами его разложения, необходимо с соблюдением
всех правил пожарной безопасности. Чтобы изоляция не
воспламенилась, вблизи места нагрева по обе стороны
от спая обкладывают оголенные отвод и обмоточный
провод мокрым тестообразным асбестом.
Соединения из проводов небольшого сечения (отво-
ды БН) не распаивают, а откусывают кусачками или
отрубают зубилом.
Расшихтовка верхнего ярма. На рис. 19 показана
активная часть трансформатора II габарита. Ее разбор-
ку начинают с распрессовки обмоток и ярма. Отвинчи-
вают контргайки и гайки 2 с вертикальных шпилек 5,
равномерно расслабляют, а затем полностью отвинчи-
вают гайки 4 на стяжных шпильках верхних ярмовых
балок 3. Вынимают прессующие шпильки вместе с бу-
мажно-бакелитовыми трубками. Если шпильки свобод-
но не извлекаются, их выбивают легкими ударами мо-
лотка через выколотку; Шпильки с трубками осматри-
вают, укомплектовывают снятыми шайбами и гайками
и укладывают на стеллаж.
Снимают верхние ярмовые балки и изолирующие
электрокартопные прокладки 1. Нетяжелые балки сни-
58
Г.ают вручную, металлические балки трансформаторов
мощностью 400 кВ • А и выше — подъемным механиз-
мом. причем стропят балки до вынимания стяжных
ддпилек. Ярмовые балки со стороны ВН и НН не взаи-
мозаменяемы, поэтому перед съемом их маркируют
надписями ВН и НН. Снятые балки укладывают на пол,
на деревянные подкладки. Осматривают их состояние,
Рис. 19. Активная часть трансформатора
II габарита (вид сбоку).
окраску. Ярмовые балки, как правило, не нуждаются
в ремонте. Балка бывает повреждена только при тяже-
лой аварии со взрывом или пожаром или при образова-
нии короткозамкнутого контура и прохождении тока
через него.
Вынимают заземляющую ленту магнитопровода, сни-
мают верхнюю уравнительную 6 и ярмовую 7 изоляцию.
Вертикальные шпильки 5, если они не мешают и магни-
топровод не подлежит разборке, допускается оставить
на месте.
Расшнхтовку верхнего ярма выполняют два челове-
ка с обеих сторон. Начинают от крайних пакетов к се-
редине ярма, вынимая пластины слоями одновременно
по две-три. По первым вынутым пластинам устанавли-
вают качество лаковой изоляции и необходимость ее
восстановления. О дефектировке и способе восстановле-
ния лакового покрытия указывается ниже. Пластины
осторожно укладывают на контейнер для транспорти-
ровки стали. Обычно всю сталь верхнего ярма уклады-
вают на контейнер, который отправляют к лакироваль-
ной установке. Бросать пластины стали нельзя, так как
образуемый при изгибах и ударах наклеп резко сни-
жает магнитные свойства трансформаторной стали.
Лишние перемещения пластин стали, как и разобран-
ного магнитопровода, также не рекомендуются. Стерж-
ни магнитопровода после расшихтовки верхнего ярма
осторожно стягивают киперной лептой, не допуская из
гиба пластин.
Съем обмоток и изоляции. Перед началом этих работ
уже, как правило, становится известно, как следует
поступить с демонтированными обмотками и деталями
Рис. 20. Сборка ярмовой изоляции трансформатора II габарита.
а — ярмовая изоляция; б — заклепка из электрокартоиа.
главной изоляции. Если новые обмотки поступили ком
плектно с главной изоляцией, то старая изоляция цен-
ности не представляет, ее можно снять вместе с обмот
ками. Обмотки отправляют на восстановление провода,
а изоляцию выбрасывают. Если обмотки не заменяют,
а только ремонтируют или демонтируют для устранения
неисправности в стержне или нижнем ярме магнитопро
вода, то детали главной изоляции осматривают, осто-
рожно снимают, устраняют отдельные мелкие дефекты.
изготовляя и заменяя пришедшие в негодность детали
(рис. 20).
Снимают обмотки различными способами в зависи-
мости от характера и варианта использования старых
обмоток. Наиболее распространенные из них следую-
щие:
а) заменяют все шесть обмоток — при классе состоя-
ния изоляции обмоток 3 и 4 (см. табл. 6), а иногда и 2,
если модернизируется весь трансформатор;
б) заменяют три обмотки ВН, вышедшие из строя
из-за нарушения электродинамической устойчивости по
причине большой усадки пли недостаточной прессовки
при предыдущем ремонте. Обмотки НН, имеющие хо-
.рошую изоляцию и достаточно надежно закрепленные
на стержнях магнитопровода, не снимают;
в) заменяют три обмотки НН, вышедшие из строя
из-за повышенных перегревов, образовавшихся в ре-
зультате перекрытия осевых масляных каналов в много-
слойных цилиндрических обмотках, если длительного
горения не было (трансформатор быстро был отключен
релейной защитой). Обмотки ВН снимают, тщательно
очищают от копоти, медных оплавлений и других про-
дуктов кратковременного горения электрической дуги,
промывают свежим сухим маслом и подготовляют к на-
садке на новые обмотки НН;
г) заменяют две обмотки поврежденной фазы при
значительном повреждении обмоток одной фазы, если
обмотки трансформатора сравнительно новые и изоля-
ция относится к классу состояния 0 и 1 (обмотки с изо-
ляцией класса 2 ремонтируют);
д) заменяют одну поврежденную обмотку ВН или
НН, если ее повреждение незначительно, но ремонт ее
невозможен или невыгоден (повреждение внутри обмот-
ки, для устранения которого надо ее разматывать).
Возможны, но редко, и другие варианты. При по-
вреждении двух фаз заменяют обычно и третью. На
Высокопроизводительных предприятиях с хорошо по-
ставленным обмоточным производством бывает выгодно
производить полную замену обмоток (всех шести), ес-
ли требует замены только одна. На предприятиях, ис-
пользующих элементы поточного метода ремонта,
в частности ремонт активных частей на конвейерной
линии, производят реконструкцию обмоток и главной
Изоляции на базе унификации всех ее элементов [10].
Рис. 21. Съемник обмоток
трансформаторов I—II габа-
ритов.
водов. Съемник имеет
При вариантах а) иг) обмотки снимают со стерж-
ней фазами, т. е. сразу снимают обмотки ВН и НН.
В остальных случаях обмотки снимают порознь: снача-
ла наружные (ВН), а затем внутренние (НН). При
этом предварительно верхние концы обмоток НН 9
(см. рис. 19) выгибают вертикально вверх чтобы они
не мешали снимать обмотки ВН 10 и не задевали за
них.
Обмотки трансформатора мощностью до 100 кВ-А
снимают руками; взявшись за низ обмотки, слегка по-
качивают ее из стороны в сто-
рону и поднимают. Если об-
мотка снимается трудно, то ее
снимают как у трансформато-
ров большей мощности, с при-
менением подъемного механиз-
ма и съемника обмоток.
Съемники обмоток могут
применяться самой различной
конструкции. Рекомендуемая
конструкция (рис. 21)—двух-
лучевая траверса, позволяю-
щая не только снимать или
насаживать обмотку, но и
транспортировать ее на тележ-
ку или сразу на склад для от-
правки на восстановление про-
выдвижные лапы и держатели,
обтянутые резиной. Лапы съемника заводят под обмот-
ку своими носками так, чтобы они при движении вверх
не задевали за внутреннюю обмотку или за стержень
магнитопровода.
После съема обмоток снимают со стержней нижнюю
главную изоляцию — ярмовую 11 (см. рис. 19) и урав-
нительную. 12. Снимают электрокартонные цилиндры 8
и буковые детали, расклинивающие обмотки НН (круг-
лые стержни и фасонные планки). Если обмотки заме-
няют вследствие их длительной работы и износа изо-
ляции, то обычно и деревянные детали заменяют новы-
ми, изготовленными по образцу старых.
Ремонт магнитопровода. Только после съема обмоток
магнитопровод становится доступным для окончатель-
ной дефектировки. И в зависимости от ее результатов
на нем проводят те или иные работы.
Сначала очищают стержни и нижнее ярмо от загряз-
* нений, шлама и копоти ветошью, смоченной бензином.
Затем тщательно осматривают магнитопровод. Даже
[ незначительные повреждения выявляются, как прави-
ло, осмотром; эти места имеют потемнения, а спекания
пластин легко обнаруживают на торцах пакетов. Изо-
ляцию стяжных шпилек магнитопровода, а также изоля-
цию между активной сталью и ярмовыми балками про-
веряют мегаомметром 1000 В.
Проверяют состояние и механическую прочность изо-
ляции пластин. Изоляция должна полностью покрывать
пластины. Бумажная изоляция не должна рассыпаться
и растираться в порошок, а лаковая изоляция не долж-
на отделяться при царапании неострым предметом. Ес-
ли на шпильках и пластинах нет признаков поврежде-
ний, изоляция шпилек и пластин хорошая, то магнито-
провод считают годным для
дальнейшей работы и сборки.
При обнаружении мелких
•дефектов магнитопровод под-
вергают частичному ремонту.
Магнитопровод оставляют на
1 месте в вертикальном положе-
нии. Верхние концы стержней,
связанные киперной лентой,
развязывают и стержни распу -
шают. Места спекания между
•собой двух или нескольких
пластин вырубают зубилом
или крейцмейселем, пластины
разводят отверткой и между
ними вставляют полоски ка-
бельной пли телефонной бу-
маги. Места подгорания или
Рис. 22. Образование корот-
козамкнутого контура при
нарушении изоляции стяж-
ной шпильки ярма.
выкрашивания лаковой изоляции закрашивают эмалью
марки 1201 с помощью кисти и высушивают на воздухе.
Полный ремонт магнитопровода — это большая и
трудоемкая работа. Необходимость в нем возникает
очень редко, например, у трансформаторов, потерпев-
ших тяжелую аварию с так называемым «пожаром
в стали». Пожар в стали возникает в результате нару-
шения в каком-нибудь месте изоляционной конструкции
Магнитопровода и образования короткозамкнутого кон-
тура в системе магнитопровода и металлических частях
(рис. 22). По контуру, сцепленному с магнитным пото-
ком, протекает ток до нескольких тысяч ампер, который
выжигает изоляцию и сталь, пробивает насквозь плас-
тины. Если такой режим длится всего несколько секунд,
то магнитопровод еще можно отремонтировать, но
в большинстве случаев весь трансформатор в резуль-
тате такой аварии становится непригодным к ремонту.
Учитывая малую вероятность столкнуться практиче
ски с необходимостью полного ремонта магнитопровода,
некоторые ремонтные предприятия не имеют специаль-
ного участка ремонта магнитопровода. Кроме того, от-
ремонтированный магнитопровод из горячекатаной ста-
ли будет иметь недопустимо низкие магнитные свойства.
Только перешихтовка верхнего ярма увеличивает поте-
рн холостого хода на 5—'8%, а переборка всего магни-
топровода— примерно на 25%. Поэтому магнитопрово-
ды из горячекатаной стали, особенно с бумажной
изоляцией пластин, требующие полного ремонта, целе-
сообразно не ремонтировать, а заменять новыми, полу-
чаемыми с завода, изготовленными из холоднокатаной
стали с лаковой или жаростойкой изоляцией (типа
«карлит»). Магнитопровод современного трансформато-
ра, попавшего в такую аварию, ремонтировать целесо-
образно.
Полный ремонт магнитопровода состоит из следую-
щих операций: кантовки магнитопровода в горизонталь-
ное положение; разборки и расшихтовки стержней и
нижнего ярма; отбраковки и ремонта пластин; очистки
пластин от старой изоляции; изготовления новых плас-
тин взамен отбракованных; лакировки и запечки плас-
тин; сборки магнитопровода; электрических и тепловых
испытаний магнитопровода.
Подробно описывать технологию полного ремонта
магнитопровода в настоящей книге нет необходимости,
так как технологический процесс, в рамках которого
излагается материал, эту маловероятную и крайне ред-
кую работу не включает.
Изолировку пластин верхнего ярма проводят почти
всегда, так как лаковая пленка от многократных пере-
шихтовок изнашивается и теряет свои электроизоляци-
онные свойства.
Вопрос о восстановлении изоляции пластин решает-
ся в каждом конкретном случае отдельно. Если старая
изоляция легко скалывается, шелушится, то ее удаляют.
Ла предприятии может применяться один из следующих
способов удаления старой изоляции пластин: механиче-
ский — на зачистных станках с движущимися стальны-
Лй щетками (крацевальными кругами) или вручную
кардовыми лентами или щетками; химический — в ван-
не с 10—15%-ным раствором едкого натра, нагретым
до 80° С, с последующей промывкой в горячей воде и
сушкой горячим воздухом, обжигом в термической печи
или на конвейере (лакировальной машине) при 300—
Рис. 23 Схема устройства лакировальной установки.
1 — пластина стали; 2 — резиновые валики; 3 — горизонтальная трубка для по-
дачи лака на валики; 4 — расходный бачок; 5 — вертикальная трубка; 6 — ван-
ночка; 7 — нижний бачок; 3 — насос; 5» //, 14— транспортеры; 10— конвейер-
ная печь; 12 — электронагреватель; 13 — вытяжная вентиляция; 15 — приточная
^вентиляция; 16 — столик.
450° С, отпариванием в горячей воде с последующей
сушкой.
Для удаления лаковой пленки можно использовать
только первые два способа, а бумажной изоляции —
все четыре.
Нанесение и запечку лаковой пленки на пластинах
производят на лакировальной установке. Конструкция
установки может быть любой, так же как и ее произво-
дительность, средства перемещения пластин и способы
нагрева и охлаждения. Имеются и портативные уста-
новки, сборно-разборные, удобные для транспортировки
на место ремонта, которые можно использовать и
в стационарных условиях, если нет для лакировальной
установки постоянного места. Схема такой установки
показана на рис. 23.
На предприятии большой производительности целе-
сообразно оборудовать стационарную установку для
Лакировки пластин небольшой ширины — только для
5—762 65
Трансформаторов I—II габаритов с газовым обогревоу
и водяным охлаждением пластин.
Для лакировки пластин ранее применяли лаки
№ 302 (302К) и 202. Теперь вместо них выпускается
лак марки КФ-965. Запекаются лаки при температуре
не менее 100° С и не более 500° С; чем выше температу.
ру допускает установка, тем быстрее полимеризуется
лаковая пленка: от 5—6 ч при 100° С до 1 мин при
500° С.
Рис. 24. Принципиальная схема измерения пробивного напряжения
лаковой пленки.
1 — вольтметр: 2 — нижний плоский электрод; 3 — пластина стали; 4— верхний
цилиндрический электрод сечением [ см2; 5 — плавкий предохранитель; 6 —
автотрансформатор (ЛАТР); 7 —обмотка реле максимального тока (автомата);
8 — контакты реле максимального тока.
В процессе лакировки проверяют качество лаковой
пленки. Она должна иметь равномерный темнокоричне-
вый цвет, поверхность должна быть гладкой, ровной,
без подтеков. Палец к остывшей лакированной пласти-
не не должен прилипать, при царапании ногтем на
пленке не должно оставаться следа.
В случае сомнения в качестве лаковой пленки про-
веряют электрическую прочность лаковой изоляции по
схеме на рис. 24. Пробивное напряжение измеряют
в нескольких точках пластины по 10 раз с каждой сто-
роны и вычисляют среднее арифметическое значение
из 20 значений, не считая нулевых, которые могли по-
лучиться при установке электрода на место, уже однаж-
ды пробитое. Электрическая прочность лаковой пленки
допускается не менее 150 В. Критерием качества лако-
66
вого покрытия является также ее электрическое сопро-
тивление. Оно измеряется на пакете из пяти-шести
пластин, сжатом электродами давлением 0,5—0,6 МПа
(5-—6 кгс/см2). Измерение сопротивления производят
методом амперметра и вольтметра от источника посто-
янного тока напряжением 6—12 В. Сопротивление па-
кета должно быть не менее 10 Ом.
Установка изоляции, насадка и расклиновка обмо-
ток. Сборка активной части является самой ответствен-
ной работой. От того, как тщательно выполнены все
операции — установка изоляции, насадка и расклинов-
ка новых обмоток, а также дальнейшие ремонтные опе-
рации, зависит во многом, как будет работать транс-
форматор в различных условиях эксплуатации. Важно
высококачественно выполнить эти работы и для того,
чтобы впоследствии не пришлось вновь разбирать ак-
тивную часть, если трансформатор не выдержит те или
иные приемо-сдаточные испытания. Поэтому эту работу
доверяют только высококвалифицированным рабочим,
имеющим большой производственный опыт.
Перед сборкой бригада сборщиков подготавливает
на рабочем месте возле остова трансформатора все не-
обходимое: детали, подлежащие установке, инструмен-
ты и принадлежности. Обмотки осматривают, убежда-
' ются в их исправности внешним осмотром и по ярлы-
* кам, навешанным на них, а также по записям в ре-
монтной карте о результатах приемки запасных обмо-
ток. Осматривают готовность магнитопровода к сборке
активной части. Он должен быть отремонтирован, вы-
чищен, а верхние концы пластин стержней связаны ки-
перной лентой, после чего начинают сборку активной
части.
Устанавливают уравнительную изоляцию 1
(рис. 25) — в большинстве случаев старую, вычищен-
ную и отремонтированную, затем нижнюю ярмовую изо-
ляцию 2, нанизывая ее на стержни 3, поворачивая ее
так, чтобы ее подкладки лежали на ярме и планках
уравнительной изоляции без провисания.
Стержни магнитопровода обвертывают листами
электрокартона толщиной 1—1,5 мм с нахлестом 50—
100 мм на боковых сторонах против центральных паке-
тов 5, чтобы образовались мягкие цилиндры 4. Жела-
тельно цилиндр подготовить из целого листа картона
с одним нахлестом, но допускается его изготовление из
5» 67
двух частей. Цилиндры закрепляют двумя бандажами
6 из киперной ленты.
Картонные листы гнут вокруг стержня вдоль волокон,
не допуская местных сгибов и изломов. Цилиндр по
размерам должен быть равен демонтированному со ста-
рой обмоткой, замеренному и заэскпзированному при
разборке. Проверяют высоту, толщину и наружный диа-
метр установленного цилиндра.
Рис. 25. Установка уравнительной и ярмовой изоля-
ции на трансформаторе мощностью 320 кВ-А.
Затем начинают насадку обмоток. Если поданы от-
дельно обмотки НН и ВН, то насадку производят по-
очередно, начиная с крайней фазы, сначала все обмот-
ки НН, а потом — ВН. Эту работу без особого труда
выполняют вручную. Если обмотки намотаны или соб-
раны пофазно, т. е. обмотка НН уже находится внутри
обмотки ВН, то и насадку их на стержни производят
сразу. Эту работу выполняют с применением подъем-
ного механизма и съемника обмоток (см. рис. 21)
В этом случае при насадке обмоток не допускают сме-
щения наружных обмоток относительно внутренних.
Поэтому усилие, которое надо приложить для насадки
фазы на стержень, прикладывают к внутренней обмот-
ке через какие-нибудь кольца, деревянные планки или
прокладки. Для облегчения насадки картонные цилин-
дры и их бандажи можно натереть парафином. Если
бандажи мешают, их можно по мере насадки обмотки
68
ЦН сдвигать вниз, а затем совсем снять. Никаких до-
полнительных грузов для облегчения насадки обмоток
1 применять не следует, должно быть достаточным уси-
лие рук одного человека; если насадка идет очень
трудно, следует выяснить и устранить причину.
После насадки обмоток их нельзя поворачивать на
стержне. Расположение выводных концов обмоток надо
соблюдать сразу при насадке обмоток на стержни, при
этом следует руководствоваться маркировкой магнито-
провода «сторона НН» и «сторона ВН», нанесенной пе-
ред разборкой активной части.
Закончив насадку, приступают к радиальной раскли-
цовке обмоток. Ее выполняют для обеспечения жесткой
опоры обмоток в радиальном направлении, т. е. для ди-
намической устойчивости при внутренних коротких за-
мыканиях в трансформаторе.
Если обмотки НН и ВН насажены раздельно, то
сначала забивают рейки в канал между обмотками НН
и ВН. Делают это следующим образом: ставят электро-
картонные коробочки длиной во всю высоту обмотки,
вставляют в них натертые парафином рейки и забивают
их поочередно в перекрестном порядке молотком. Рейки
забивают с усилием, и если они входят от удара молот-
ка очень легко, то под них подкладывают электрокар-
тонные полоски. Рейки рекомендуется применять скле-
енные и спрессованные из электрокартона. Такие рейки
лучше деревянных; в отличие от последних они не усы-
хают и не меняются в объеме при длительной эксплуа-
тации.
' Для закрепления фаз относительно стержней магни-
топровода между уступами, образованными пакетами
Стержней, и цилиндром забивают буковые клинья
круглого сечения, а между плоской частью стержня и
Цилиндром — плоские фасонные планки. Размеры рас-
клинивающих деталей и места их установки должны со-
ответствовать эскизу, снятому при демонтаже старых
обмоток.
После радиальной расклиновки устанавливают верх-
нюю ярмовую изоляцию, а затем выгибают и изоли-
руют концы обмоток НН, пользуясь овальной трубкой
Как рычагом. Изолируют концы обмоток НН от выхода
Их из обмоток на длине 100—120 мм двумя слоями ла-
коткани вполуперекрытие, а затем одним слоем тафтя-
ной лепты также вполуперекрытие. Толщина изоляции
составляет около 1,5 мм на сторону. Особенно тщатель-
но надо изолировать места выхода из обмоток, так как
в этих местах провода круто изогнуты и имеется боль-
шая возможность повреждения изоляции.
Зашихтовка верхнего ярма, прессовка обмоток и
ярма. При подготовке к работе доставляют на место
сборки пластины стали, ярмовые балки и все детали,
подлежащие монтажу. Если пластины стали не переби-
рались для каких-либо работ, а лежат на контейнере
пли на стеллаже в той последовательности, в какой
были уложены при расшихтовке верхнего ярма, то они
готовы к работе. Перелакированные пластины, а также
бывшие в ремонте необходимо разложить по позициям
с тем, чтобы сверху лежали более крупные пластины.
Начинают шихтовать верхнее ярмо с середины цент-
рального пакета одновременно с двух сторон ярма, а
затем правые и левые угловые пластины среднего паке-
та. В таком порядке шихтуют все пакеты. Если лаки-
ровались не все пластины, а половина, шихтуют пласти-
ны через одну, т. е. чтобы каждая нелакированная
пластина соседствовала с лакированной и между каж-
дыми двумя пластинами был слой лака. При шихтовке
используют эскиз, снятый при расшихтовке.
К шихтовке верхнего ярма предъявляются требо-
вания:
не допускаются нахлесты пластин ярма на короткие
пластины стержней;
зазоры в стыках допускаются не более 0,3 мм (про-
веряют щупом);
отверстия в пластинах ярма и стержней должны
точно совпадать;
должны ровно стыковаться угловые пластины ярма
с вертикальными пластинами стержней.
При шихтовке могут возникать «гребешки» (высту-
пание некоторых пластин). Необходимо подбивать их
молотком через картонную (гетинаксовую) подкладку
после сборки каждого слоя. Окончательно все «гребеш-
ки» подобьют после прессовки обмоток. При укладке
второго пакета со стороны НН между пластинами яр-
ма 1 вставляют заземляющую ленту 3, на глубину 50--
60 мм, изолируя ее от торцов пластин электрокартонной
полоской 2 (рис. 26).
По окончании шихтовки устанавливают верхние яр-
мовые балки 1 (рис. 27) согласно биркам, навешанным
70
на них при разборке, с ярмовыми электроизоляционны-
ми прокладками 4 и скрепляют их между собой вре-
менными технологическими шпильками 2, затягивая не
сильно и пластины не прессуя. У выхода концов обмо-
ток НН 8 между полкой ярмовой балки и буковыми
планками 7 устанавливают элек-
трокартонные щитки 6. Между
балкой 1 на стороне НН и про-
кладкой 4 зажимают второй ко-
нец заземляющей ленты. Ярмо-
вые балки своими отверстиями
надевают на вертикальные
шпильки 5, которые стягивают
торцовым ключом, обеспечивая
необходимую прессовку обмоток.
Затем подбивают оставшиеся
«гребешки» кувалдой через де-
ревянную подкладку толщиной
30—40 мм.
В отверстия ярма 3 вставля-
Рис. 26. Установка за-
земляющей ленты.
ют ярмовые стяжные шпильки
с бумажно-бакелитовыми трубками, на оба конца
каждой шпильки надевают изоляционные и стальные
Рис. 27. Прессовка обмоток и ярма.
шайбы и навинчивают гайки. Если шпильки с трур.
ками в отверстия не входят из-за возможного сме-
щения пластин, отверстия поправляют стальной ко-
нусообразной оправкой.
После окончательной затяжки стяжных шпилек про-
веряют мегаомметром отсутствие металлических замыка-
ний между каждой шпилькой и ярмом, и если они будут
обнаружены, выясняют их причину и устраняют. Гайки
раскернивают.
После сборки и прессовки верхнего ярма и обмоток
9 проводят необходимый комплекс промежуточных ис-
пытаний.
Пайка, изолировка и крепление отводов. Согласно
расчетной записке, если таковая имеется, или согласно
паспортной табличке, если выполняется восстановитель-
ный ремонт, собирают схему соединения обмоток.
Трансформаторы I—II габаритов могут иметь схемы и
группы соединений обмоток: V/V—0; А/—У-11; У/Д-11 и
У/—У-11. Для соединения обмоток в «звезду» нижние кон-
цы обмоток трех фаз соединяют вместе, а верхние через
отводы присоединяют к токоведущим шпилькам вводов.
При схеме «звезды с нулем» общий «нуль» нижних кон-
цов также выводят. Для схем соединения в «треуголь-
ник» или «зигзаг» начала обмоток одних фаз или их
частей соединяют с концами других. Во всех случаях
используют схемы соединения и чертежи установки от-
водов.
Сначала собирают временную схему соединения об-
моток вручную, т. е. без пайки и сварки и активную
часть подвергают промежуточным испытаниям: проверке
группы соединений, измерению коэффициента транс-
формации. Убедившись в полной исправности, выпол-
няют окончательные неразъемные соединения.
Для надежного механического и электрического со-
единения токоведущих частей применяются методы пай-
ки и сварки: электроконтактная пайка меди твердыми
припоями (медно-фосфорным или серебряным) без
флюса; электроконтактная пайка алюминия с алюми-
нием и с медью с применением алюминиевой присадки
и флюса; сварка алюминия, меди и алюминия с медью
угольным электродом с применением присадок, при-
поев и флюсов; аргоно-дуговая сварка алюминия; свар-
ка алюминия с алюминием и с медью на газовых или
автогенных горелках; пайка меди мягкими припоями
Е. канифолью с помощью паяльной лампы; холодная
сварка алюминия с алюминием, меди с медью и алю-
миния с медью специальными клещами и машинами
серии МСХС.
По технологии пайки и сварки имеется много техни-
ческой литературы, поэтому описание этих работ в на-
стоящей книге не дается.
Сварные и паяные соединения в зависимости от их
принадлежности и местонахождения в трансформаторе
Изолируют на различную толщину различными ленточ-
ными изоляционными материалами: кабельной или кре-
10а
(длина кднуса)
Рис. 28. Изолировка места спая отвода.
/ — конец отвода; 2— изоляция конца, срезанная на конус; 3—изоляция лен-
тами лакоткани; 4 — бандаж из тафтяной ленты; 5 — место спая; а — толщина
изоляции отвода на одну сторону.
.пированной бумагой, киперной или тафтяной хлопчато-
гбумажной лентой, лакотканью и др. Все это опреде-
ляется расчетной запиской, заводскими чертежами и
Ицругой документацией.
На рис. 28 показан пример изолировки места спая
отвода.
Перед изолировкой выполняют подготовительные
'работы, срезают изоляцию спаянных элементов острым
| ножом на конус и тщательно осматривают спаянное
соединение. Если для пайки алюминия применялся
флюс, проверяют чистоту промывки соединения после
сварки. Это весьма важно, так как все флюсы, при-
меняемые для сварки алюминия, химически активны по
отношению к оксидной пленке, защищающей поверх-
ность алюминия, и их неотмытые остатки, будучи за-
изолированы, могут постепенно разрушать алюминие-
вую токоведущую часть, что через несколько лет после
ремонта может привести трансформатор к аварии.
Далее приступают к подготовке материалов. Листо-
вую лакоткань режут на полосы шириной 20—40 мм и
‘ Длиной I—1,5 м по диагонали пряжи. Крепированную
6—762 73
бумагу режут на ленты поперек крепа, ленты из кабель
ной бумаги режут в любом направлении. При центра-
лизованной заготовке материалов для разрезки исполь-
зуют бумагорезательные станки, станочные ножницы
или другие специальные приспособления. Листы лако-
ткани предварительно свертывают в рулоны диаметром
20—30 мм вдоль диагоналей пряжи, а потом режут на
ленточные рулончики. Крепированную бумагу можно
резать в фабричной упаковке.
Ленточную изоляцию накладывают встык, вразгон
(вразбежку), в четверть нахлеста, вполнахлеста (вполу-
перекрытие) и в три четверти нахлеста.
Наиболее распространена изолировка вполуперекры-
тие, она наиболее простая и обеспечивает необходимую
механическую и электрическую прочность. Сначала на-
кладывают бумагу или лакоткань на необходимую тол-
щину, а потом один-два слоя хлопчатобумажной лен-
ты — так называемый бандаж. Концы изолировочных
лент заделывают заподлицо — затягивают петлей.
Изолировка и бандажировка должны быть плотны-
ми, не допускается образование просветов, пустот и
воздушных прослоек. Для этого ленту натягивают, при-
глаживают в направлении намотки и обжимают рукой,
чтобы слои ложились друг на друга ровно и плотно,
без морщин и мешков. Особенно тщательно надо вы-
полнять изолировочные работы на изгибах и перехо-
дах. Выполненную изолировку проверяют на плотность
наощупь, промеряют длину и ширину наложенной изо-
ляции, осматривают заделку концов лент, а затем по-
крывают бандажи глифталевым лаком ГФ-95.
Если на трансформаторе применяют голые отводы,
изолируемые бумажно-бакелитовыми трубками, то их
стыки изолируют кабельной или крепированной бума-
гой в четыре-пять слоев, а затем бандажируют одним
слоем тафтяной ленты.
Очень часто отводы остаются голыми, это относится
к шинным отводам НН. Поверхности голых отводов,
если они не луженые, окрашивают маслостойкой эмалью
(например, ВЛ-515).
Бумажно-бакелитовые трубки, если они находятся
в хорошем состоянии, используют старые. Их устанав-
ливают согласно маркировочным биркам или эскизам,
сделанным при разборке и дефектировке трансформато-
ра. Негодные трубки заменяют новыми. При этом соб-
людают правиле, чтобы стыки трубок смежных прово-
дов были смешены друг относительно друга не менее
чем на 30 мм.
Крепление отводов при восстановительном ремонте
V трансформатора выполняют теми же деталями, которые
* были сняты при разборке. Деревянные планки, имею-
щие трещины или сколы, заменяют новыми, изготовлен-
ными по образцу старых. Если вносятся какие-нибудь
I изменения в конструкцию крепления отводов (изменяют
^количество отводов при замене переключателя на но-
Нвый с другим числом положений или по другой причи-
не), то крепление отводов выполняют по ремонтному
чертежу, разработанному конкретно для данного транс-
Дформатора, или по типовому чертежу с подгонкой де-
Игалей по месту.
На этом ремонт активной части заканчивается, уста-
навливают постоянные или временные рым-болты для
'подъема (это зависит от конструктивной связи актив-
ной части с баком или крышкой) и активную часть
•отправляют на сушку.
14. СУШКА АКТИВНОЙ ЧАСТИ
Сушка активной части является одной из самых от-
ветственных работ при ремонте трансформатора. Бу-
। мажно-масляная изоляция в трансформаторах рассчи-
1тана на надежную работу лишь при условии ее высо-
ких изоляционных свойств — сопротивления, электриче-
ской прочности, емкости и малых диэлектрических
потерь. Эти факторы зависят прежде всего от влажно-
сти изоляции. Благодаря своей капиллярной структуре
бумажная изоляция весьма гигроскопична. Несколько
Ктенее гигроскопично трансформаторное масло. Поэто-
’ му, побывав на воздухе, активная часть, даже пропи-
танная маслом, увлажняется. Кроме того, у старых
трансформаторов без воздухоосушителей изоляция ув-
лажняется и в процессе длительной эксплуатации. Если
обмотки изготовлены вновь, то их изоляция также имеет
повышенную влажность.
Для освобождения бумажной изоляции от влаги и
Доведения ее свойств до установленных норм применя-
Ют сушку активных частей.
Термодинамический процесс сушки заключается
в том, что изоляция нагревается и влага перемещается
'Из ее внутренних пор к поверхности, а потом в окру-
6* 75
жающую среду. Чем выше температуры нагрева изо.
ляции, тем больше разница между парциальными дав.
лениями в соседних слоях изоляции и тем интенсивнее
происходит сушка и поэтому изоляцию нагревают д0
100—105° С. С другой стороны, эффективно снижать
давление в окружающем пространстве, т. е. создавать
вакуум в сушильном шкафу.
На трансформаторных заводах, на электроремонт-
ных предприятиях, а также в электрических сетях и си-
стемах применяются самые различные способы сушки
изоляции трансформаторов. Выбрать наиболее прием-
лемый способ сушки для данного предприятия, подраз-
деления или мастерской следует, исходя из его произ-
водственной мощности, а также с учетом номенклату-
ры ремонтируемых трансформаторов.
Сушка активных частей может производиться: в ва-
куум-сушильных шкафах или печах, в сушильных шка-
фах или печах без вакуума, в камерах без вакуума
с нагревом инфракрасными лучами, в собственном баке
вихревыми токами (индукционный способ), в собствен-
ном баке токами короткого замыкания; в собственном
баке постоянным током, в собственном баке токами ну-
левой последовательности, в собственном баке сухим
горячим маслом циркуляцией и фильтрацией, в камере
или в собственном баке сухим горячим воздухом от
тепловоздуходувки.
Каждым из этих способов можно добиться высоко-
качественной сушки активной части, разница заклю-
чается только в продолжительности, затратах на обору-
дование, а также в непосредственных энергетических
затратах на нагрев, отвод излишков тепла, циркуля-
цию и т. д.
Вакуумная сушка обеспечивает быструю и высокока-
чественную сушку со сравнительно небольшими энерге-
тическими затратами. Все крупные электроремонтные
предприятия и подразделения имеют стационарные ва-
куум-сушильные шкафы и высокоорганизованную тех-
нологию сушки. Наиболее рациональным способом обо-
грева шкафа считается паровой, применяют также элек-
трообогрев, но он менее экономичен.
На рис. 29 показана вакуум-сушильная печь со
всем необходимым оборудованием. Печи имеются с за-
грузкой не только через верх, но и сбоку, с герметично
закрывающимися дверями.
Активную часть (одну или несколько) загружают
грузоподъемным механизмом или на специальной те-
дежке в печь, крышку или дверь плотно закрывают и
(3аболчивают.
Предварительно для контроля сушки концы обмоток
(не обязательно все, но чем больше, тем лучше) соеди-
няют между собой проводником и выводят наружу че-
рез проходной изолятор 13.
Рис. 29. Вакуумная печь для сушки активных частей трансформато-
ров I—II габаритов.
/ — бак со съемной крышкой; 2 — теплоизоляция; 3 — уплотнение; 4— змеевик
иагрева; 5 — водяной котел с электронагревателями 2X10 кВт; 6 — циркуляци-
онный насос; 7 — питательная труба; 8— водяной охладитель (конденсатор);
9— конденсатосборник; 10 — вакуумный насос; 11 — вакуумметр; 12 — термо-
м ?тр; 13 — проходной изолятор для измерения сопротивления изоляции обмоток.
Сушку начинают с прогрева при вакууме. Сначала
включают вакуумный насос 10 и равномерно в течение
15 мин устанавливают по вакуумметру 11 остаточное
давление 80—85 кПа (60—65 см рт. ст.), затем вклю-
|чают обогрев и температуру в печи постепенно повы-
шают до 95—105° С. Температуру в печи измеряют тер-
мометром 12.
Прогрев продолжается для трансформаторов мощно-
стью до 100 кВ - А в течение 3 ч, а при большей мощ-
ности — 5 ч. Если в печи сушат несколько активных
частей трансформаторов разной мощности, то время
устанавливается по продолжительности сушки транс-
форматора большей мощности. Низкий вакуум в печи
во время прогрева достигают за счет приоткрытых кра-
77
нов для выпуска воздуха или за счет работы только
одного вакуумного насоса (если их несколько).
По окончании прогрева вакуум равномерно повыша-
ют и в течение 15 мин устанавливают остаточное дав-
ление около 40 кПа (30 см рт. ст.). Такой режим вы-
держивают 1 ч. Затем вакуум повышают до максималь-
но возможного (также в течение 15 мин) и сушку
производят до конца.
Критериями окончания сушки являются окончание
выделения влаги в колонке конденсатора 9 и достиже-
ние установившегося значения сопротивления изоляции
обмоток. Влагу из колонки отбирают каждый час, ее
количество и величину сопротивления записывают
в журнал сушки. Когда в течение 3 ч подряд (по трем
измерениям) выделения влаги не будет, а мегаомметр
будет показывать близкие значения, обогрев отклю-
чают (закрывают пар), вакуумные насосы останавли-
вают, вакуум постепенно снимают краном для впуска
воздуха, печь разгерметизируют, открывают и активные
части выгружают.
Очень эффективно, когда вакуум-сушильная печь
связана с масляным хозяйством и активную часть сра-
зу после сушки непосредственно в печи заливают мас-
лом. В этом случае масло заполняет поры изоляции, ко-
торые раньше были заняты влагой. Такая изоляция
меньше подвержена увлажнению как после сушки во
время последующих завершающих ремонтных операций
(отделки), так и в дальнейшем, в эксплуатации.
Продолжительность вакуумной сушки зависит от
емкости печи, герметичности ее уплотнений, мощности
вакуумных насосов и степени увлажненности изоляции
обмоток трансформатора. Она составляет 14—20 ч, при-
чем нижний предел переходить нельзя, даже если усло-
вия окончания сушки наступят раньше, а верхний пре-
дел может и должен быть превышен до наступления
этих условий. Типичный, характерный график вакуум
ной сушки представлен на рис. 30.
Достоинствами вакуумной сушки являются: быстро-
та, высокое качество и стабильная технология, а недо-
статками — необходимость постоянно поддерживать
в исправном состоянии сложное и доро! оетоящее обо-
рудование, а также высокие эксплуатационные расхо-
ды; в сушильном отделении во время сушки должно
быть организовано круглосуточное дежурство. Главный
78
(едостаток заключается в том, что для высококачест-
(енного высушивания изоляции требуется очень глубо-
кий вакуум, который поддерживать чрезвычайно труд-
10, так как уплотнения печи очень быстро изнашивают-
;я, а их замена очень сложна и дорога. При остаточном
ре давлении 5—8 кПа (4—6 см рт. ст.) эффект вакуум-
юй сушки значительно снижается, и она ле намного
)ациональней безвакуумной сушки. Поэтому при ре-
Время
Рис. 30. Кривые сушив изоляции обмоток трансфор-
матора.
1 — температура обмоток; 2 — вакуум; 3 — сопротивление
изоляции; 4— огибающая кривая выделения конденсата
понте трансформаторов I—II габаритов большее ири-
Vенение находит безвакуумная сушка.
Безвакуумная сушка производится в стационарных
гупиковых печах. Обогрев может быть электрический,
аровой, индукционный, калориферный и инфракрасны-
ми лучами.
Технология сушки весьма проста: активные части
Загружают на тележку и вкатывают в печь, печь закры-
вают и включают обогрев. Сушка ведется естественно
Дольше, чем в вакуумной печи. Критерий окончания
Сушки единственный — величина сопротивления изоля-
ции: сопротивление должно иметь установившееся зна-
чение в течение 3- 1 ч. Замеряют сопротивление изоля-
ции на трех изоляционных участках: обмотки ВН по
Отношению к обмоткам НН, присоединенным к корпусу;
обмотки НН по отношению к обмоткам ВН, присоеди-
ненным к корпусу; соединенных между собой обмоток
ВН и НН по отношению к корпусу. Для возмож-
ности замеров все выводные концы обмоток ВН
соединяют между собой, также соединяют меж-
ду собой концы обмоток НН. От этих соединений, а
также от ярмовых балок (корпуса) выводят наружу
провода. Это не представляет каких-либо трудностей
так как печь не имеет уплотнений. Необходима только
электрическая и тепловая изоляция этих выводных про-
водов от горячих металлических частей печи. Контроли-
руется температура в печи термопарами или другими
термодатчиками. Для ускорения сушки ближе к ее
концу рекомендуется проводить одну-две 20-минутные
продувки печи теплым или окружающим сухим воз-
духом для удаления скопившихся в ней паров. При ка-
лориферном обогреве печей этого не требуется, так как
в печи постоянно циркулирует воздух.
Сушка в камерах инфракрасным облучением. Этот
способ, пока еще не получивший широкого распростра-
нения, является самым прогрессивным. Способ чрез-
вычайно прост, не требует никакой специальной оснаст-
ки, кроме источников инфракрасного излучения. Камера
представляет собой отсек, огороженный тонкими тепло-
изоляционными (асбокартонными) стенками, без потол-
ка; над этой камерой располагают воздухоприемник
вытяжной вентиляции. Наличие стационарной камеры
не обязательно; если в производственном помещении
не хватает места, то можно вести сушку активной части
на любой временной площадке, а в теплое сухое время
года — на открытом воздухе, вне помещения. Здесь да-
же не требуется вентиляция.
Принцип сушки заключается в применении для обо-
грева бумажной изоляции трансформатора направлен-
ного концентрированного теплового потока, источником
которого являются лампы инфракрасного излучения
с зеркальным отражением, например, типов ЗС-1, ЗС-2,
ЗС-З и др. Эти лампы монтируют в переносные секции
(рис. 31). Секции устанавливают с двух сторон актив-
ной части на расстоянии не ближе 300 мм. Ближе уста-
навливать лампы нельзя, так как эпюра облучения
лампы имеет конусообразную форму и при совместном
действии потоков от нескольких ламп облучение в не
посредственной близости от них неравномерно, что мо-
жет привести к местным перегревам изоляции и неже-
лательному износу ее при сушке. При расстоянии
300 мм от ламп до облучаемой поверхности плотность
энергии одной лампы составляет 0,3 Вт/см2, а для груп
пы ламп, расположенных в шахматном порядке —-
80
0,4 Вт/см2. Таким образом, для облучения поверхности
1 м2 переносной секцией ламп необходимая мощность
составляет 4000 Вт, что является очень экономичным.
13 табл. 7 приведены некоторые технико-экономические
данные о сушке активных частей трансформаторов
разной мощности, имевших значительное увлажнение
изоляции.
Рис. 31. Секция переносного нагревателя
с инфракрасными лампами.
Относительно высокая экономичность рассматривае-
мого способа сушки объясняется тем, что энергия ис-
пользуется весьма эффективно — только на нагрев ак-
Таблица 7
Мощность трансформ атора, кВ. А Расстояние от ламп до активной части, мм Количество ламп мощ- ностью по 250 Вт, шт. Общая мощ- ность уста- новки, Вт Ориентиро- вочное время сушки, ч
100 350 24 6000 18
180 320 30 7500 20
320 320 42 10500 22
560 320 50 12500 28
тивной части и окружающего воздуха. При других же
способах сушки одновременно нагреваются также мас-
сивные печи с внутренней футеровкой или бак транс-
форматора, в котором производят сушку.
Кроме того, как показали исследования, при этом
способе сушки затраты энергии и времени меньше, чем
при других способах, благодаря тому, что движение
влаги происходит от внутренних слоев изоляции к на-
ружным, так как нагревается инфракрасными лучами
в первую очередь металл провода, а от него — бумаж-
ная изоляция.
Недостатками способа является дороговизна и де-
фицитность самих инфракрасных ламп. Перегоревшие
лампы допускается заменять обычными осветительными
лампами накаливания, при этом их мощность должна
быть на 20% больше мощности инфракрасных ламп, а
Рис. 32. Схема однофазной намагни-
чивающей обмотки.
Рис. 33. Схема трехфазной намагни-
чивающей обмотки, соединенной
в звезду.
питающее напряжение — на 10% ниже их номинально-
го напряжения (ставятся дополнительные сопротивле-
ния). Осветительные лампы должны устанавливаться
в рефлекторы.
Сушка активной части в собственном баке индукци-
онным способом. На предприятиях, подразделениях,
мастерских, где нет стационарных сушильных печей,
но имеется дешевая электроэнергия, этот способ сушки
является самым распространенным.
Бак трансформатора утепляют и обматывают на-
магничивающей обмоткой из изолированного или голо-
го провода. Если бак трубчатый, то конец провода при
намотке пропускают в пространство между трубами и
стенкой бака, если радиаторный — то между патруб-
ками радиаторов. Если радиаторы съемные и предстоит
их снимать для замены уплотнений или устранения те-
82
Ьей, то сушку проводят в баке без радиаторов, так как
Кез них удобнее монтировать и демонтировать намагни-
чивающую обмотку.
Обмотка может быть однофазной (рис. 32), это впол-
не достаточно для трансформаторов I—II габаритов, или
Крехфазной (рис. 33). Обмотку наматывают на бак
неравномерно: в середине реже, а к дну бака и к крыш-
ке шаг намотки постепенно уменьшают. Однофазную
обмотку наматывают всю в одну сторону, направление
Ле намотки фаз трехфазной обмотки чередуют: верх-
Рис. 34. Сушка активной части в баке трансформатора
индукционным способом.
1юю часть обмотки (фаза /1) и нижнюю (фаза С) в од-
ну сторону, а среднюю часть (фаза В) — в другую.
К обмотке подключают источник переменного тока —
от силовой сборки 220 или 380/220 В через двух- или
трехполюсный рубильник.
При прохождении тока по обмотке в стальных степ-
сах бака возбуждается магнитный поток, который, замы-
каясь по периметру бака, вызывает в нем вихревые токи,
огревающие бак. От бака тепло передается активной
Масти / (рис. 34). Тепловую изоляцию 3 стенки бака
выполняют асбестовым полотном. На нее непосредствен-
ю наматывают обмотку 2 из изолированного провода,
-ели провод не изолированный, под него подкладывают
вертикальные деревянные планки. Сечение провода и
Необходимое количество витков определяют предвари-
тельным расчетом, а потом при сушке в зависимости от
фактической температуры нагрева доматывают или от-
матывают несколько витков. Обмотка может иметь од.
но-два регулировочных ответвлений (см. рис. 32 и 33)
Сушку активной части в собственном баке можно
производить с маслом и без масла и в зависимости от
этого механизм сушки действует по-разному. Масло яв-
ляется теплоносителем и одновременно гигроскопичной
средой, отбирающей из изоляции влагу. В масле целесо-
образно сушить активную часть с промасленными об-
мотками, т. е. при ремонте без их замены. Масло в про-
цессе сушки рекомендуется один или несколько раз за-
менить (в зависимости от степени увлажненности изо-
ляции). Если обмотки новые и сухие, то лучше сушить
их в баке без масла, как показано на рис. 34.
Внутреннюю поверхность бака перед установкой ак-
тивной части для сушки насухо протирают. Во избежа-
ние конденсации водяных паров крышку утепляют как
можно лучше, а под дно бака устанавливают электриче-
ские нагреватели. Зажим для заземления соединяют пе-
ремычкой 5 с заземляющим контуром. На крышке уста-
навливают вытяжную трубу 4 для вентиляции высотой
1,5—2 м (ее также утепляют асбестом), а в нижней час-
ти бака открывают одно из отверстий.
Для ускорения сушки можно предусмотреть прину-
дительную циркуляцию воздуха в полости бака — для
этого на одном из отверстий в крышке бака устанавли-
вают вытяжной вентилятор, включаемый периодически.
Температуру изоляции на разных высотах обмоток,
верхнего и нижнего ярм, стенки бака и воздуха в верх-
ней полости бака контролируют термопарами Т. Темпе-
ратуру изоляции поддерживают в пределах 95—105° С,
а стенок бака—в пределах ПО—130° С в зависимости
от изоляционных расстояний в баке.
Журнал сушки при всех способах безвакуумной суш-
ки как в камерах, так и в собственном баке, независимо
от способа нагрева активной части, ведут одинаково.
В журнале записывают: время замера, температуру по
всем термодатчикам и сопротивление изоляции на всех
изоляционных участках (см. безвакуумную сушку в ка-
мерах) . В начале замеры производят каждые 4 ч, а ког-
да сушка подходит к концу, то каждый час. Заканчи-
вают сушку, когда в течение 3—4 замеров сопротивле-
ние изоляции будет иметь установившееся значение,
84
и *
' затем индукционную обмотку отключают, дают остыть
активной части до 60—70° С, уплотняют все отверстия
в нижней части бака и заливают активную часть в баке
сухим хорошим маслом.
Сушка активной части постоянным током или токами
короткого замыкания. Если трансформатор ремонти-
руется без замены обмоток или по какой-нибудь другой
причине необходимо высушить активную часть без ее
разборки (особенно активную часть, конструктивно свя-
занную с крышкой), то самыми удобными способами
, сушки являются способы, связанные с нагревом изоля-
ции обмоток токами, проходящими непосредственно по
I проводам обмоток.
Этот способ сушки является высокоэкономичным, так
I как тепловая энергия нагрева используется с высо-
ким к. п. д.
Для сушки токами короткого замыкания одну из об-
I моток замыкают накоротко, а на другую подают напря-
жение короткого замыкания, определяемое по паспорт-
I ной табличке трансформатора.
Для сушки постоянным током используют выпрями-
1 тельные устройства, подающие напряжение на одну или
| на обе обмотки. Сушка в том и другом случае может
осуществляться как с маслом в баке трансформатора,
I так и без него.
Сушка активной части в баке токами нулевой после-
довательности. Способ заключается в том, что к одной
В из обмоток трехфазного трансформатора подводят попи-
I женное однофазное переменное напряжение и обмотки
соединяют так, чтобы возбуждаемые в стержнях магнит-
ные потоки имели одинаковые величины и направления
во всех стержнях. Замыкаясь через воздух, металличе-
ские детали и бак, они вызывают в них потери от вихре-
I вых токов, чем и создается нагрев.
При этом способе сушки, как и при индукционном,
тепло идет от металлических частей через бумажную
I изоляцию к проводам, поэтому этот способ также яв-
I ляется неэкономичным.
Для трансформаторов I—II габаритов со схемой со-
единения «звезда — звезда» и номинальными напряже-
ниями 6000/230 В А. А. Пястоловым выведена формула
подсчета напряжения, подводимого к обмотке НН, В:
Ц — 200
• ГрГ’
I
где Рн — номинальная мощность трансформатор
кВ - А [6].
При соединении одной из обмоток трансформатора
в треугольник или зигзаг ее надо распаивать или не
запаивать при монтаже схемы, а запаивать потом, после
сушки. Это — недостаток способа. Необходимость под.
бора соответствующего напряжения опытным путем —
второй существенный недостаток. Эти и некоторые дру.
гие недостатки ограничивают применение этого способа.
Сушка изоляций горячим маслом циркуляцией и
фильтрацией. Способ пригоден в электроремонтных
предприятиях с развитым маслохозяйством. Допускает-
ся использовать этот способ и для сушки активной час-
ти трансформатора на месте его установки без демонта-
жа и отсоединения от сети только с отключением.
Бак трансформатора двумя маслопроводами — вса-
сывающим и нагнетательным — соединяют с системой
принудительной циркуляции масла. В систему включают
маслонагреватель, различные фильтры и масляный на-
сос. Можно использовать фильтр-пресс. Схема сушки
может быть и незамкнутой, когда масло из трансформа-
тора, поглотившее из изоляции влагу и увлажнившись,
больше не используют, а заменяют постепенно сухим
горячим маслом до полного высушивания изоляции.
При незамкнутой схеме качество сушки выше, но
требуется очень много масла — примерно десятикратное
от количества масла в баке трансформатора. При замк-
нутой схеме масло не успевает как следует просушивать-
ся и попадает в бак трансформатора не таким гигроско-
пичным, как свежее, и поэтому сушка продолжается
дольше. Существует также опасность, что масло в замк-
нутой системе придет в полную негодность, его остатки
попадут в каналы обмоток и магнитопровода и будут
способствовать быстрому ухудшению вновь залитого
свежего масла.
Этот способ сушки особенно пожароопасен, поэтому
его рекомендуется использовать только в исключитель-
ных случаях, если нет возможности для применения дру-
гих способов.
Сушка сухим горячим воздухом от тепловоздуходув-
ки состоит в том, что установленную в специальной
утепленной камере или в собственном утепленном баке
активную часть нагревают горячим воздухом, нагнетае-
мым тепловоздуходувкой (одной или несколькими) че-
Лез нижнее отверстие. Воздух нагревают до 95—115 С
Ь подают через рассекатели струи (во избежание обуг-
ливания изоляции, в которую струя может ударяться).
Сушку тепловоздуходувками применяют сравнительно
Ьедко, но применение тепловоздуходувок в качестве
дополнительных средств нагрева при сушке другими
Способами дает хорошие результаты.
Противопожарные мероприятия при сушке активной
мсти. Сушка активной части, связанная с нагревом от-
дельных частей до температур ПО—120° С и с приме-
нением напряжения 120—380 В, является пожароопас-
ной работой, особенно если используют трансформатор-
ное масло, у которого температура вспышки близка
к 130°С. Поэтому при сушке необходимо соблюдать
правила техники электрической и пожарной безопас-
ности, основные из которых следующие:
1. Всю электроаппаратуру и бак трансформатора
|аземляют согласно существующим правилам.
2. Сушильное отделение или временная площадка,
на которой производится сушка, огораживается.
3. Постоянная и временная электропроводки (осо-
венно индукционная обмотка) должны быть хорошо
изолированы и исключена возможность замыканий и
искрообразований.
4. На участке сушки должны быть средства пожа-
ротушения: ящики с песком, огнетушители и шанцевый
инструмент.
5. Курение и пользование открытым огнем в непо-
средственной близости запрещается.
6. Сушку активной части любым способом произво-
дят при круглосуточном наблюдении специально обу-
ченного персонала.
7. На участке сушки должны быть инструкции по
ушке и по технике безопасности, утвержденные в
установленном порядке.
15. РЕМОНТ НАРУЖНЫХ УЗЛОВ ТРАНСФОРМАТОРА
Ремонт вводов. В зависимости от состояния вводов
и их конструкции эта работа может быть более или ме-
нее трудоемкой. Наиболее сложен ремонт армирован-
ных вводов, связанный с заменой и переармировкой
фарфора.
Если из семи вводов (три ВН и четыре НН) по-
врежден лишь один или два ввода разных напряжений,
то при наличии на складе таких изоляторов их ремон-
тируют. Очень часто фарфоровый изолятор бывает не
поврежден, но из-за резких колебаний температуры и
от вибрации трансформатора при работе возникают
трещины и течь масла через а'рмировку. Такую арми-
ровку удаляют тонким зубильцем так, чтобы не повре-
дить изолятор. Можно эту операцию выполнить на
токарном ставке, проточив пространство между изоля-
тором и фланцем ввода тонким специальным резцом.
Вынутый изолятор дефектируют. Возможны сле-
дующие дефекты изоляторов [7]: сколы поверхности
фарфора на ребрах; откалывание куска фарфора от
ребра; кольцевые и продольные трещины.
Если площадь сколов не превышает 0,5—0,75%
всей площади изолятора, то допускается его восста-
новление. Место сколов покрывают клеем БФ-4, нату-
ральной олифой, глифталевым или бакелитовым ла-
ком. Ровный тонкий слой лака наносят кистью на за-
чищенную и обезжиренную поверхность скола, затем
высушивают при комнатной температуре и запекают
в печи при 60°С в течение 4 ч.
Если сохранился отколотый кусок фарфора, то его
допускается приклеить при условии, что поврежденное
место находится на расстоянии не менее >1 см от места
сопряжения ребра с основным телом изолятора. Для
этого применяют клей БФ-4, карбинольный клей или
глазурь. Однако лучше всего для склеивания фарфора
применить клей, приготовленный на месте на основе
эпоксидной смолы ЭД-6 или ЭД-5.
Рецепт этого клея, части по массе.
Эпоксидная смола..............100
Пластификатор дибутилфталат . 3—7
Отвердитель полиэтиленполиамин . 7—10
Фарфоровая мука (помол 6000 от-
верстий на 1 см2) . . . . 100
Клей прочен, влагостоек, маслостоск и является хо-
рошим изолятором. Приготовлять клей надо небольши-
ми порциями, так как он быстро схватывается и затвер-
девает.
При наличии в фарфоре сквозных трещин изолятор
не ремонтируют, а заменяют новым. Однако обнару-
жить трещины иногда очень трудно, так как они могут
быть незаметны для невооруженного глаза, а иногда
возникают с внутренней поверхности фарфора. При
88
Рис 35. Установка ввода в
приспособлен!!' п заливка
замазки.
/ и 3 — нижияя и верхняя пла -
стины приспособления; 2 -стяж-
ные шпильки.
рсмотре изолятора пользуются лупой с 5—10-кратпым
увеличением. Трещины в изоляторе можно выявить про-
Ктукиванием фарфора специальным деревянным моло-
точком: при отсутствии трещин удар сопровождается
Кропким звуком, а при наличии — глухим или дребез-
В^ащим. Обнаруживают тре-
Кцшы также следующим обра-
м: опускают изолятор на не-
сколько часов в масло, а за-
нем тщательно обтирают его
Поверхность ветошью, опыля-
Ьт топко размельченным ме-
.. ом пли обмазывают водным
' аствором мела пли извести;
мфи прогревании изолятора до
Иц—50°С трещины четко обо-
значаются следами выступаю-
Ицего из них масла. Этим же
г пособом можно выявить тре-
И. ины и во фланцах.
Отремонтированный пли
Новый изолятор армируют па
; арое место — во фланец или
|в обойму. Для армировки за-
крепляют изолятор и фланец
(обойму) в приспособлении
(рис. 35) и заливают заранее
фиготовленной армировочной
амазкой. Рецептура наиболее
распространенных армировочных замазок приведена
I в табл. 8. После заливки выдерживают указанное
в табл. 8 время, вынимают ввод из приспособления,
очищают от подтеков замазки и покрывают поверхность
I замазки эмалью 624 или лаком 1201.
Колпак ввода на токоведущей шпильке герметизи-
(руют маслоплотным сварным швом или асбестовым
уплотнением.
Качество ремонта ввода проверяют гидравлическим
[Давлением 150—200 кПа (1,5—2 кгс/см2) в течение 20—
30 мин на специальном приспособлении (рис. 36).
При повреждении двух или более вводов одного на-
I пряжения, а также при модернизации трансформатора
с конструктивным отделением активной части от крыш-
Ки армированные вводы заменяют на съемные.
7-762.
Я9
Таблица 8
Состав и характеристика замазки Замазка
глето-глицериновая магнезиальная глиноземисто-цементная
Наполнитель Глет свинцовый (жел- тый или красно-желтый) Магнезит каустический и фарфоровая мука в соот- ношении по массе 37 : 17 Цемент глиноземистый «400» или «500» и фарфо- ровая крошка (кварцевый песок) в соотношении по массе 2: 1
Разбавитель Глицерин Хлористый магний Вода
Плотность разбавителя, кг/ма 1230 1200—1210 1000
Соотношение наполнителя и разбавителя по массе 100: 27 54 :46 100: (32—36) * 100 : (23—28) **
Время схватывания 15—30 мин 6—7 ч около 48 ч
Время полного затверде- вания Около 24 ч Около 48 ч 15—20 сут.
* Применяется для армирования фланцев изоляторов.
•• Применяется для армирования колпаков изоляторов.
Для съемных вводов отверстия в крышке должны
быть, как правило, меньше, чем для старых, поэтому
рх крепят на переходных фланцах 5 (рис. 37), которые
приваривают к крышке 6 маслоплотным швом, а в от-
верстия этих фланцев вваривают или ввертывают шпиль-
ки /, на которых с помощью кулачков 4 и фланцев 3
укрепляют затягиванием гаек 2 фарфоровые изоляторы
Рис. 36. Гидравлическое испытание вводов на
герметичность.
/— бачок с горячим трансформаторным маслом; 2—
испытуемый ввод; 3 — манометр; 4 — гидравлический
пресс.
при сборке трансформатора. Если нет кулачков из алю-
миниевого литья, то вместо них можно установить
стальные угольники, но между сталью и глазурованной
поверхностью фарфора необходимо проложить профи-
лированные прокладки из мягкого металла (листовой
меди или алюминия).
Вводы НН крепят в отверстии крышки 3 или флан-
ца 2 (рис. 38) стяжкой гаек на токоведущей шпильке;
|для удержания нижнего фарфорового изолятора от про-
ворота при монтаже к крышке с внутренней стороны
приваривают два фиксатора.
При ремонте трансформатора со съемными вводами
производится только восстановительный ремонт вводов
с обязательной заменой уплотнений.
Ремонт переключающего устройства. При восстано-
вительном ремонте трансформатора переключающее
устройство подвергают ревизии, чистке и опробованию
действия.
7* 91
Поверхности контактов, имеющие какое-нибудь гал|
। аническое покрытие (никелированные, посеребренный
и др.), при длительной работе в масле покрываются
тонким желтым налетом — очень стойкой и твердод
пленкой, являющейся продуктом старения трансформа.
торного масла. Пленка имеет значительное переходц()е
сопротивление и ее необходимо удалить. Зачищать ее
даже тончайшими стеклянными шкурками нельзя, так
Рис. 37. Крепление ввода ВН на крышке трансформатора.
Рис. 38. Крепление ввода НН на крышке (стенке) трансформатора.
/ — резиновые уплотнения; 2 — переходный фланец; 3 — крышка трансформа-
тора; 4 — электрокартонные прокладки.
как неизбежно будет повреждена пленка гальваническо-
го покрытия, имеющая толщину не более 20 мкм. Кон-
тактные поверхности промывают ветошью, смоченной
бензином, ацетоном или трихлорэтиленом.
Если на контактных деталях имеются подгары, не-
обходимо не только их устранить, заменив или отремон-
тировав эти детали, по также выявить и устранить при-
чины их появления, которыми могут быть осадка или
поломка пружин, а также износ деталей кинематики.
Контактные стержни, у которых работает только одна
сторона, допускается поворачивать неповрежденной сто-
роной к подвижным контактам; при этом надо надежно
застопорить их от вращения при переключении ответ-
влений.
Нажатие в контактах должно быть в пределах, ука-
занных в документации на трансформатор. Если этих
92
данных нет, то руководствуются примерными нормами
по аналогии с другими устройствами ПБВ: для кольце-
вых контактов минимальное усилие нажатия одного
кольца должно составлять 15 Н (1,5 кгс), для сегмент-
ных контактов — 50 Н (5 кгс) для одного сегмента.
Проверку давления пружин контактных колец про-
изводят нажатием руки. Для точного измерения усилий
контактного нажатия в контактах любого типа исполь-
зуют динамометр со специально подогнанной скобой из
проволоки. Показания динамометра снимают в момент
размыкания контактов; этот момент определяют лам-
почкой от карманного фонаря, включенной через прове-
ряемые контакты, или по выпадению щупа, зажатого
в контактном соединении. Существуют и находят все
большее распространение и современные измерительные
средства — специальные приборы с тензометрическими
датчиками.
Опробуют работу устройства при переключении па
всех положениях. Если привод не разбирался, то сразу
определяют легкость переключений; усилия руки 50—
60 Н (5—6 кгс) должно быть достаточно для переклю-
чения. Проверяют надежность стопорного устройства
при каждом положении. У современных устройств эти
проверочные операции проводят после сборки трансфор-
матора.
Изоляционные конструкции переключающих уст-
ройств сушат вместе с активной частью, а затем покры-
вают маслостойким лаком.
На трансформаторах I—II габаритов изготовления
МЭТЗ и АЭЗ первых выпусков устанавливались очень
ненадежные и механически слабые переключатели от-
ветвлений в пластмассовом корпусе. Эти устройства
необходимо заменить современными — реечными, сег-
ментными или ламельными переключателями ответвле-
ний. При установке устройств другого типа часто при-
ходится старое отверстие в крышке заглушать и про-
сверливать новое. Иногда новый переключатель ответ-
влений, как правило, реечный, подгоняют на активной
части по месту, чтобы приводной вал попал в старое
отверстие в крышке. Эти вопросы решают конкретно
для каждого отдельного случая.
Ремонт и модернизация расширителей. Ремонт рас-
ширителя трансформатора современной конструкции
заключается в его разборке — съеме дна, чистке и
окраске внутренней и наружной поверхностей, замену
уплотнений, ревизии маслоуказателя, чистке всех элр.
ментов воздухоосушителя и замене сорбента. Эти рабо-
ты несложны и подробного описания не требуют.
Гораздо сложнее выполнить модернизацию расцщ-
рителей трансформаторов старых конструкций, но ко-
торую согласно ныне действующим техническим усло-
виям на ремонт трансформаторов проводить необходимо.
Модернизация расширителей включает: устройство
съемного дна для возможности периодической чистки
внутренней поверхности расширителя; модернизацию
маслоуказателя; замену трубы, соединяющей расшири-
тель с баком трансформатора, если ее патрубок недо-
статочно выступает вовнутрь расширителя; установку
воздухоосушителя; перенесение контрольных меток
уровня масла в расширителе.
Модернизация преследует цель выпустить из ремон-
та трансформатор, удовлетворяющий всем техническим
Рис. 39. Установка съемного дна расширителя.
требованиям, предъявляемым к современным трансфор-
маторам, чтобы он был надежней и удобней в эксплуа-
тации. В результате модернизации расширителя транс-
форматор становится полугерметичным.
Все работы по модернизации расширителя выполня-
ют в комплексе. Сначала определяют необходимость
модернизации маслоуказателя. Ее проводят у масло-
указателей старой конструкции, сообщающихся с рас-
ширителем только снизу, а сверху имеющих дыхатель-
ное отверстие, через которое маслоуказатель сообщает-
ся с атмосферой. Такой маслоуказатель герметизируют
и соединяют сверху и снизу с внутренней полостью рас-
94
ширителя или маслоуказатель заменяют совсем на но-
вый, пластинчатого или трубчатого типа. Работу совме-
щают с заменой вместо вварного дна, на котором был
установлен старый маслоуказатель, съемного дна с но-
вым маслоуказателем. Если же маслоуказатель не тре-
бует замены, то заменяют съемным другое дно, без мас-
лоуказателя.
При модернизации расширителя руководствуются
рис. 39 и табл 9.
Таблица 9
Диаметр расширителя Д, мы Размеры, мм (рис. 39) Количество болтов, 1ПТ.
д, Д. Д.
200 190 150 170 8
250 240 200 220 8
310 300 260 280 12
470 460 420 440 16
Дно вырезают газовой горелкой или на станке и
вместо него к цилиндру 1 расширителя автогеном при-
варивают кольцо 2, в которое ввинчивают и приварива-
ют шпильки 5, снабженные гайками 7 для крепления
съемного дна 4. Дно уплотняют резиновой прокладкой
3, которую фиксируют кольцом 6 из стальной проволоки
диаметром 1,5—2 мм, приваренным к кольцу 2.
Воздухоосушитель (рис. 40) вваривают в цилиндр
расширителя 1 в любом удобном месте, но желательно
ближе к дну, где находится маслоуказатель (для удоб-
ства осмотров в эксплуатации). Для этого сверху в ци-
линдре вырезают отверстие для внутренней трубы 4
воздухоосушителя, а снизу диаметрально противопо-
ложно ему — отверстие побольше для наружной трубы 3.
Детали воздухоосушителей в комплекте большими пар-
тиями можно получать с трансформаторных заводов, но
можно эти детали изготовлять и на месте по заводским
чертежам. Особую сложность представляет изготовле-
ние колпака 7 из органического стекла или другого
прозрачного материала — в нем должен находиться ви-
димый издалека силикагель-индикатор 11, изменяющий
свою окраску при увлажнении.
При ремонте трансформатора может встретиться
расширитель, соединенный с баком трубой с патрубком,
выступающим вовнутрь расширителя менее чем на
95
6 7 11 10
Рис. 40. Воздухоосушитель.
1 — цилиндр расширителя; 2 — масля-
ный затвор; 3 — наружная труба с флан
цем; 4 — внутренняя труба; 5 — силика-
гель гранулированный или цеолит; в-2.
резиновая прокладка; 7 — колпак и-'
оргстекла; 8 — гайка; 5 — болт; Ю Л
фланец; 11 — силикагель-ипдпкатор-
12 — масло.
10 мм. Такие трансформа,
торы ненадежны. Были слу-
чаи, когда влага, ржавчина
и грязь, имевшиеся в рас-
ширителе, оседали на дно и
через низкий патрубок со-
единительной трубы попада-
ли в бак на токоведущие
части, что приводило транс-
форматоры к авариям.
Такую соединительную
трубу заменяют другой, бо-
лее длинной, выступающей вовнутрь расширителя на
высоту й (табл. 10). При замене соединительной трубы
необходимо закрасить ложный уровень масла на масло-
мерном стекле маслоуказателя, как показано на
рис. 41, б, так как этот уровень маслоуказатель будет
Таблица 10
Диаметр расширителя Д» мм Размеры, мм (рис. 42)
й Л, Й8
200 30 50 100 115
250 30 50 120 150
310 30 50 150 190
470 50 80 230 290
показывать всегда, даже когда масло вытечет из бака
трансформатора (при повреждении какого-нибудь
уплотнения), особенно если смотреть на маслоуказатель
снизу (рис. 41,а).
После вырезки дна расширителя, отверстий для воз-
духоосушителя и соединительной трубы и перед при-
варкой необходимых деталей к цилиндру расширителя
ад
Вывертывают из него все пробки и тщательно очищают
внутреннюю поверхность от коррозии, особенно верх-
нюю часть, которая не заполняется маслом. Эта корро-
зия с течением времени появляется там обязательно,
так как на этой поверхности, более холодной, чем омы-
ваемая маслом, конденсируется влага, всасываемая
в расширитель вместе с воздухом при «дыхании» транс-
форматора.
Ложный
уровень
Наиниз-
ший
видимый
уровень
масла
Рис. 41. Ложный уровень масла (а) и его закраска (б).
1 — кажущийся снизу уровень масла; 2 — действительный уровень масла; 3 —
возможный уровень масла в баке; 4 — зона ложного уровня масла.
Очистку от коррозии внутри расширителя произво-
дят кардовыми щетками или крацевальным кругом, на-
детым на электрическую или пневматическую дрель.
После чистки поверхность протирают ветошью, смочен-
ной в бензине, и после выветривания паров бензина по-
крывают маслостойкой и водостойкой эмалью (ВЛ-515)
или эмалью № 1201 с последующей просушкой на воз-
духе. Рекомендуется также применять антиконденса-
ционную эмаль ФЛ-03, ФЛ-ОЗК или ФЛ-ОЗКК.
После приварки кольца съемного дна, труб воздухо-
осушителя и соединительной трубы места с прогорев-
шей окраской дополнительно подкрашивают, а затем
очищают и окрашивают наружную поверхность расши-
рителя. Все пробки и отверстия для них прогоняют
резьбонарезным инструментом, уплотнения обязательно
заменяют, пробки устанавливают на место.
Завершают модернизацию расширителя перемарки-
ровкой уровней масла согласно современным требова-
ниям. На рис. 42 и в табл. 10 показаны положения но-
вых контрольных меток для стандартных расширителен
трансформаторов I—II габаритов.
Ремонт бака и арматуры. Механические поврежде-
ния баков встречаются сравнительно редко, но работы
связанные с их устранением, очень трудоемки. Такие
повреждения, как коробление, вмятины, пробоины и
большие трещины, могут появиться только в результате
аварий или неправильных действий при такелажных
работах. В основном же баки отечественных трансфор-
.+/5сс
Рис. 42. Контрольные метки
уровней масла в расширителях.
маторов достаточно проч-
ные, жесткие и герметичные
и их ремонт сводится к сле-
дующим работам: промывке
и очистке внутренней по-
верхности от шлама и остат-
ков старого трансформатор-
ного масла; промывке иочи-
стке наружной поверхности
от грязи, коррозии и отслаи-
вающейся краски; очистке
борта рамы, фланцев, па-
трубков и бобышек для пробок от старых резиновых
уплотнений; наружной окраске бака, изготовлению но-
вых уплотнений; переборке и чистке термосифонного
фильтра с заменой сорбента.
Эти работы производят либо вручную, либо с при-
менением различной технологической оснастки в зави-
симости от масштабов и технического уровня электроре-
монтного предприятия.
Иногда от частых толчков при неправильной работе
электрической сети и от повышенной вибрации при не-
достаточно надежном закреплении трансформатора на
фундаменте (особенно на столбовых подстанциях в сель-
ских сетях) в местах сварки бака и приварки охлаж-
дающих труб возникают мелкие трещины, через кото-
рые начинает подтекать масло. Такие места бывает
очень трудно выявить, особенно на трубчатых баках, и
очень трудно этот бак отремонтировать. Выявляют мес-
та течей при дефектировке трансформатора, но если
результаты дефектировки сомнительны, то проверяют
подозреваемые места керосино-меловой пробой. Для
этой цели также удобно пользоваться специальной ван-
ной с водой, в которую погружают уплотненный бак
с избыточным давлением воздуха внутри него 50 кПа
(0,5 ат). Трещины выявляются в местах выделения пу-
зырьков воздуха, их отмечают мелом и заваривают.
Следует отметить, что если мелкая трещина, не
выявленная и не заваренная при ремонте бака, обна-
ружится при сдаточных испытаниях трансформатора,
то придется подваривать бак, полностью залитый мас-
лом, а эта работа очень опасна в пожарном отношении
и требует очень высокой квалификации сварщика. Су-
ществует способ заделки мелких трещин различными
Рис. 43. Крепление активной части в баке.
а — вид сверху: б детали узла крепления; 1 — стенка бака; 2 — крюк; 3 —
гайки; 4—пластины; 5 — шпилька; б —замковая шайба; 7 —ярмовая балка;
3 — опорная плаика (раскос); 9— обмотка; 10—магннтопровод.
замазками на основе эпоксидных смол, но он рекомен-
дуется только в условиях эксплуатации как временное
средство, в условиях стационарного ремонта его следует
применять лишь в крайних случаях, когда не удается
заварить трещину.
При ремонте бака часто выполняют работу по мо-
дернизации. К ним относятся реконструкция крепления
активной части в баке и установка термосифонного
фильтра.
Конструктивная связь активной части с крышкой
имеет ряд существенных недостатков, но в свое время
она была единственно приемлемой, так как на крышке
собирались армированные воды и привод переключаю-
щего устройства. Сейчас отечественные заводы освоили
выпуск трансформаторов, у которых активная часть
крепится в баке, потом устанавливается отдельно крыш-
ка, а затем собирают на ней все съемные детали.
На рис. 43,а показано крепление активной части
ярмовыми балками 7 с помощью пластин 4 за крюки 2,
приваренные к баку 1, а на рис. 43, б — детали узла
крепления.
Особо следует сказать о термосифонных филь-
трах. Согласно действующим стандартам на новые
трансформаторы и техническим условиям на ремонт
трансформаторы мощностью 160 кВ-Л и выше
должны выпускаться с термосифонными фильтрами.
Термосифонные фильтры могут изготовляться отдельны-
ми предприятиями централизованно и поставляться па
ремонтные участки по заявкам, но могут изготовляться
на месте по соответствующим чертежам. Такие чертежи
разработаны многими организациями и предприятиями.
Термосифонные фильтры вваривают в бак газовой авто-
генной сваркой или устанавливают на запорной арма-
туре, чаще всего на плоских кранах.
В настоящее время намечается тенденция к отказу
от термосифонных фильтров для трансформаторов I
II габаритов. Это объясняется применением для этих
трансформаторов масел с антиокислительными присад-
ками, для которых термосифонные фильтры не только
малоэффективны, но и вредны, так как сорбенты погло-
щают эти присадки.
Как показывают подробные исследования, примене-
ние термосифонных фильтров становится неэкономич
ным, ведет к неоправданному расходу металла, поэтому
они в скором времени очевидно будут отвергнуты.
Ремонт радиаторов сводится к устранению обнару-
женных при дефектировке течей, наружной чистке и
окраске вместе с баком трансформатора. Устранение те
чей производится электросваркой, причем сварщик
должен быть очень высокой квалификации, так как
овальные трубки радиаторов выполняют из тонколисто-
вой стали.
16. СБОРКА ТРАНСФОРМАТОРА
Сборка трансформатора — одна из самых ответст-
венных работ, она доверяется наиболее квалифициро
ванным рабочим, имеющим большой опыт слесарпо-
монтажных и такелажных работ.
Сборке предшествует подготовка всех узлов. При
индивидуальном ремонте детали и узлы трансформатора
100
де обезличивают, поэтому их доставляют к месту сборки
согласно прикрепленным к ним биркам с ремонтным
номером собираемого трансформатора. Все детали и уз-
лы должны быть отремонтированы, проверены, а при
необходимости и испытаны.
На сборочной площадке устанавливают бак. Бак
стараются подготовить к моменту, когда заканчивается
сушка активной части, если она производится в ста-
ционарной печи. Если сушка выполняется в собствен-
ном баке, то бак ремонтируют до сушки. Это решают на
каждом предприятии, исходя из местных условий. Если
активную часть сразу после сушки заливают маслом,
она может стоять в масле продолжительное впемя,
ожидая ремонта других узлов трансформатора.
Активную часть перед установкой в бак ревизуют
и отделывают.
При сушке активной части после ремонта с заменой
обмоток бумажная изоляция «усыхает», т. е. несколько
уменьшается в объеме, и прессовка обмоток ослабевает.
Поэтому после сушки их обязательно подпрессовывают.
Для этого ослабляют стяжные шпильки верхнего ярма
магнитопровода, подтягивают гайки вертикальных шпи-
лек (см. рис. 19) и затем затягивают контргайки 2, а
гайки шпилек ярма 4 затягивают и раскернивают. Ино-
гда после этого требуется дополнительная расклиновка.
Подтягивают также и другие резьбовые соедине-
ния — крепления отводов, переключателя ответвлений,
который сушился вместе с активной частью.
При ревизии активной части проводят некоторые
промежуточные испытания.
Измеряют мегаомметром сопротивление изоляции
обмоток ВН и НН и определяют коэффициент абсорб-
ции Дбо/Д15-
Испытывают приложенным напряжением в течение
1 мин электрическую прочность изоляции стяжных шпи-
лек относительно активной стали и ярмовых балок маг-
нитопровода; испытание проводят постоянным током —
мегаомметром 2500 В — или от стационарной установки
переменным током напряжением 2000 В.
Проверяют мегаомметром наличие заземления ак-
тивной стали и всех ярмовых балок мггнитопровода
(металлических).
Ееки активная часть конструктивно связана с крыш-
кой, одновременно с отделкой производят сборку. Уста-
101
навливают отремонтированную крышку с вводами и пе-
реключающим устройством и подсоединяют отводы. При
установке крышки заменяют сальниковую набивку 4
(рис. 44). Кроме того, проверяют и при надобности
регулируют длину каждой шпильки от ярмовой балки
до крышки, измеренную при дефектировке, так как
в противном случае активная часть будет ненадежно
закреплена в баке; при меньшей длине активная часть
Рис. 44. Уплотнение подъемной шпиль-
ки.
/ — подъемное кольцо; 2 — верхняя гайка;
3, 8 — шайбы; 4 — сальниковая набивка;
5 — крышка трансформатора; 6 — подъем-
ная шпилька: 7 — нижняя гайка.
Рис. 45. Соединение концов резиновой
прокладки встык.
не достанет до дна бака и «повиснет» на крышке, при
большей длине крышка при уплотнении будет коро-
биться, что недопустимо из-за механических перенапря-
жений.
Активную часть современного или модернизирован-
ного трансформатора устанавливают в бак сразу после
ревизии, собирают узлы крепления активной части в ба-
ке и сразу устанавливают крышку. Если заливку транс-
форматора маслом производят па сборочной площадке,
то можно залить бак маслом до уровня верхнего ярма
пли реечного переключателя ответвлений.
Уплотнение между крышкой и бортом рамы бака
как правило всегда заменяют. Исключение составляют
трансформаторы, проработавшие после выпуска с заво-
да пли после ремонта сравнительно недолго и попавшие
в ремонт после аварии. Резиновое уплотнение допус-
кается использовать в виде длинной полосы, при этом
стыки полосы склеивают и размещают между отвер-
стиями рамы бака (рис. 45).
После установки крышки и заливки активной части
маслом монтируют все наружные узлы, в том числе и
102
Рис. 46. Испытание
трансформатора на
герметичность.
расширитель, а затем уже через пробку в расширителе
доливают масло до нормального уровня. Очень часто
доливку масла в трансформатор совмещают с контроль-
ным испытанием его на герметичность. Для этого
в пробку расширителя или крышки 1 устанавливают
трубу с воронкой 2 (рис. 46), уплотняют ее и заливают
маслом. Высота уровня масла в воронке над крышкой
составляет для трансформаторов с трубчатыми и глад-
кими баками 1,5 м, а с волнистыми
и радиаторными — 0,9 м; высота
над верхней точкой расширителя со-
ставляет соответственно 0,6 и 0,3 м.
Предварительно внутреннюю трубу
воздухоосушителя сверху уплотня-
ют заглушкой. Такой уровень масла
выдерживают в течение 3 ч. Если за
это время не обнаруживаются про-
сачивания и утечки масла, то бак
считают выдержавшим испытание.
Если возникшие течи удалось устра-
нить подтяжкой уплотнений, то с
этого момента выдерживают этот
уровень масла 3 ч и на этом испы-
тание заканчивают. Заглушку из
воздухоосушителя вынимают и че-
рез сливную пробку сливают из-
лишки масла до нормального уров-
ня в расширителе. При этом на-
блюдают за работой маслоуказателя. Если он исправен
и сообщается с расширителем обоими патрубками, то
уровень масла в стекле понижается плавно, без срывов
и всплесков.
Сорбент в воздухоосушитель при сборке трансфор-
матора на электроремонтном предприятии засыпать не
рекомендуется. Трансформатору предстоит транспорти-
ровка на место установки, при которой масло все равно
попадет вовнутрь воздухоосушителя и находящийся там
сорбент будет испорчен. Поэтому высушенный и подго-
товленный к засыпке в воздухоосушитель сорбент как
основной, так и индикаторный следует упаковать в гер-
метичную тару (полиэтиленовый мешок) и отправить
заказчику с тем, чтобы он был засыпан после установки
трансформатора на подстанции перед включением по-
следнего в сеть.
М. ПОДГОТОВКА ТРАНСФОРМАТОРНОГО МАСЛА
В зависимости от производительности и технологии
ского уровня электроремоитного предприятия на нем
производят различные работы по подготовке масла
В настоящее время многие предприятия при разборке
сливают старое масло из трансформаторов в одну ем-
кость, даже не проверяя его состояние, а заливают все
трансформаторы свежим маслом, которое проходит
только сушку.
Это, конечно, гарантирует высокое качество масла.
Однако при этом не учитывают, что ремонт трансфор-
маторов производят по разным причинам, а у подав-
ляющего большинства трансформаторов масло, годное
к дальнейшему использованию. Поэтому восстановление
такого дорогого продукта технически и экономически
оправдано и передовые электроремонтные предприятия
все более полно осваивают существующие методы под-
готовки масла.
Подготовка трансформаторного масла охватывает
следующие работы: сушку свежего сырого масла, меха-
ническую очистку свежего масла, сушку эксплуатаци-
онного масла, механическую очистку эксплуатационного
масла (перколяция), химическое восстановление кисло-
го эксплуатационного масла (регенерация).
Эти работы выполняют различными методами с при-
менением самого разнообразного оборудования разной
производительности и степени очистки. Оборудование
для этих работ выпускается серийно (см. табл. 3), но
может быть изготовлено на месте своими силами исходя
из возможностей электроремоитного предприятия или
подразделения и в зависимости от площадей, которые
могут быть отведены под масляное хозяйство. Кроме
того, необходимы емкости для хранения масел разного
качества и химического состава. Чем выше производст-
венная мощность предприятия, т. е. чем больше оборот
масла, тем эффективнее и быстрее окупаются средства
подготовки масла.
Применяемые в настоящее время средства относи-
тельно универсальны. Каждое из них может выполнять
несколько функций. Так, центрифуга типа НСМ-3 про-
изводит обезвоживание и механическую очистку как
свежего, так и эксплуатационного масла, маслоочисти-
тельная станция типа РТМ-2 выполняет сушку и реге-
нерацию отработанных масел. Есть установки, восста-
104
на вливающие черное, горелое масло (тапа Р-1000М).
Высокое качество сушки масел обеспечивают также
цеолитовые установки, которые находят все более широ-
кое применение. Разработано много модификаций этих
установок разной производительности. Применяют па
некоторых предприятиях и старые методы очистки мас-
ла— отбеливающими землями, и сушки масла негаше-
ной известью.
Рис. 47. Принципиальная схема работы установки УТМ.
1— фильтр грубой очистки; 2— шестеренчатые масляные насосы; 3 — электро-
подогреватель; 4 — вакуумный бак; 5 — вакуумный насос; 6 — маслосепаратор;
7 — фильтр-пресс; 5 —поддон; 9— сборник масла; 10 — краны для отбора
проб.
В настоящей книге невозможно дать подробное опи-
сание всех средств и методов, применяемых для подго-
товки масла для трансформаторов I—II габаритов.
Этому вопросу посвящено много специальной литера-
туры, например [8], и мы ограничимся рассмотрением
современной установки типа УТМ, предназначенной
для фильтрования, обезвоживания и перекачки масла
при централизованном ремонте трансформаторов и при-
способленной для работы как в летних, так и в зимних
условиях в неотапливаемом помещении.
В комплект УТМ (рис. 47) входит: маслоочисти-
тельная установка типа ПСМ1-3000 с сепаратором 6 типа
8—762 105
СМ 1-3000, фильтр-прессом 7 и фильтром грубой очист-
ки /, вакуум-насос 5 типа ВН-1МГ, шестеренчатые на
сосы 2 типа РЗ-ЗО, вакуумный бак 4 с электроподогре-
вателем 3, трубчатый холодильник и бачок для конден-
сата.
Как показано по схеме, масло, подлежащее очист-
ке, из бака через фильтр грубой очистки насосом пода-
ется в электроподогреватель. Нагретое до 60—65°С
масло поступает в барабан сепаратора, где от него от-
деляются вода и механические примеси, а затем
в вакуумный бак, работающий при остаточном давле-
нии 8—18 кПа (60—140 мм рт. ст.). Водяные пары из
вакуумного бака отсасываются вакуум-насосом, а обез-
воженное масло маслонасосом нагнетается в фильтр-
пресс, а оттуда — в емкость с обработанным маслом,
готовым для заливки в трансформаторы. Установлено,
что годовая экономия от внедрения в народное хозяй-
ство 50 установок УТМ составит 84 600 руб.
18. ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПРИ РЕМОНТЕ
Настоящая книга не ставит своей целью подробно
описать методику и технологию испытаний трансформа-
торов при ремонте — это вопрос специальный и требует
самостоятельного освещения. Здесь приводятся лишь
краткие поясняющие сведения для рабочих, которые
сами непосредственно испытания не проводят.
Испытания трансформаторов при ремонте составля-
ют один из элементов контроля качества выполняемых
работ и проводятся почти на всех стадиях ремонта и
на каждой стадии имеют свои назначения.
Целью предварительных испытаний (при дефекти-
ровке) является выявление дефектов в трансформаторе
или в отдельных узлах и установление объема ремонт-
ных работ.
Промежуточные испытания проводят в процессе ре-
монта после выполнения отдельных работ. Они имеют
вспомогательное значение и, как правило, не обяза-
тельны, но благодаря им ремонтные работы выполняют
более целенаправленно. Иногда такие испытания, ко-
торые можно провести только на разобранном транс-
форматоре, являются одновременно контрольными,
т. е. обязательными.
Самыми ответственными являются окончательные,
приемо-сдаточные испытания, результаты которых сви-
103
детельствуют о состоянии трансформатора, выпускаемо-
го из ремонта. Объем испытаний определяется техниче-
скими условиями на ремонт трансформаторов.
Все испытания условно можно разбить на три груп-
пы в зависимости от того, что подвергается проверке
или измерениям: испытания изоляции трансформатора,
проверка электрических параметров трансформатора,
проверка качества ремонта. Рассмотрим коротко все
виды испытаний, входящие в каждую группу.
Испытания изоляции трансформатора. Качество изо-
ляции в процессе ремонта контролируют много раз по-
средством различных испытаний. Сюда относятся: изме-
рение сопротивления изоляции обмоток; определение
коэффициента абсорбции изоляции обмоток, измерение
емкостных характеристик изоляции обмоток, измерение
тангенса угла диэлектрических потерь изоляции, испы-
тание изоляции трансформатора приложенным повы-
шенным напряжением промышленной частоты, электри-
ческие испытания трансформаторного масла.
Первые два испытания обычно совмещают и прово-
дят одновременно. Выполняют измерения на трех изоля-
ционных участках: обмотки ВН по отношению к обмот-
кам НН, присоединенным к корпусу; обмотки НН по
отношению к обмоткам ВН, присоединенным к корпусу;
соединенных между собой обмоток ВНиНН по отноше-
нию к корпусу. Измеряют сопротивление мегаомметром
2500 В с ручным или моторным приводом. При ручном
приводе рукоятку вращают с частотой примерно
120 об/мин. Первый отсчет снимают через 15 с после
установления этой указанной частоты вращения. Этот
отсчет обозначают К15. Второй отсчет— через 1 мин, его
обозначают /?бо, что считают сопротивлением изоляции
на данном участке. Отношение /?бо//?15, называемое ко-
эффициентом абсорбции, вычисляют с точностью до
0,01 и округляют до 0,1. Его величина при 10—30° С
должна быть не ниже 1,3.
Работу удобно проводить вдвоем, но допускается и
одному с квалификационной группой по технике без-
опасности не ниже IV. Условием безопасности работы
является применение проводов с хорошей изоляцией и
надежными зажимами.
Простота и безопасность выполнения этих испытаний
делают их очень доступными, поэтому их применяют
почти на каждой стадии ремонта: при дефектировке
трансформатора и активной части, в процессе сушкц
изоляции, перед опусканием активной части в бак и
при приемо-сдаточных испытаниях.
Емкостные характеристики изоляции — это характе-
ристики, основанные на способности диэлектрика изме-
нять свою электрическую емкость при изменении како-
го-нибудь из условий: температуры (Сгор/Схол, метод
емкость — температура), частоты (С2/С50, метод ем-
кость-частота), времени (АС/С, метод емкость —
время). Емкостные характеристики показывают степень
влажности изоляции, их измеряют специальными при-
борами контроля влажности (ПКВ).
Любой электроизоляционный материал, твердый ц
жидкий, является не абсолютным диэлектриком. При
высоких напряжениях через него идет весьма незначи-
тельный ток проводимости, который называется током
потерь. Чем хуже изоляция, чем больше в ней проводя-
щих включений (грязь, влага, шлам), тем выше ток
диэлектрических потерь, который принято определять
тангенсом угла диэлектрических потерь Измеряют
твердой изоляции и трансформаторного масла мос-
тами переменного тока.
Таблица 11
Характеристика изоляции Допускаемые значения при температуре обмоток, ° С
10 20 30 40 50 60 70
7?бо, МОм 450 300 200 130 90 60 40
С2/С50 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8
ФЛ % 2,5 3,5 5Д5 8,0 11,0 15,0 20,0
Измерение емкостных характеристик и (рб изоляции
обмоток трансформаторов I—II габаритов проводят
только если значения /?во или отношения /?воД?15 ниже
допустимых норм и требуется установить причину.
Повышенное отношение С2/С50, измеренное в масле,
или ЬС/С, измеренное без масла, покажет увлажненность
изоляции обмоток и необходимость дополнительной под-
сушки активной части, а величина 1^6 кроме этого ука-
жет на степень загрязненности обмоток остатками шла-
ма, силикагеля или кагого-нибудь ворса в каналах или
на торцах обмоток.
В табл. 11 приводятся нормы допустимых значений
гзоляционных характеристик изоляции обмоток в зави-
имости от температуры обмоток.
Испытание главной изоляции трансформатора повы-
шенным приложенным напряжением является самым
/гветственным испытанием. Оно является обязательным
1риемо-сдаточным испытанием и проводится 1 раз на
жончательно собранном и залитом маслом трансформа-
торе. Изоляцию обмоток испытывают вместе с вводами
)Т постороннего источника переменного тока через спе-
иальный однофазный испытательный трансформатор,
юпример типа ОМ-33/35. (Для испытания трансформа-
торов класса напряжения до 10 кВ вместо него успеш-
но применяют измерительные трансформаторы напря-
жения типа НОМ-35.)
Величина испытательного напряжения зависит от
класса напряжения ремонтируемого трансформатора и
вида его ремонта и приведена в табл. 12.
Таблица 12
Вид ремонта Испытательное напряжение при классе напряжения обмоток ВН, кВ
ЛО 1 3 6 10
С заменой 5,0 18,0 25.0 35.0
Без замены /биоток 4,2 15,3 21,2 29,8
Испытывают обе обмотки трансформатора, сначала,
как правило, НН, а затем — ВН. Все три ввода испы-
гуемой обмотки соединяют между собой и через предо-
хранитель подключают к высоковольтному вводу испы-
тательного трансформатора, а вводы другой обмотки и
ак трансформатора заземляют. Испытательное напря-
:ение поднимают плавно и выдерживают в течение
мин. В это время испытуемый трансформатор прослу-
[ивают. Допускаются слабые частичные разряды, со-
ровождающиеся потрескиванием внутри трансформато-
а, возможны отдельные разряды в первой половине
минуты, которые потом прекращаются. По истечении
1 мин, если не произошло пробоя, испытательное на-
пряжение снижают до нуля и считают, что трансформа-
тор выдержал испытание.
Электрические испытания трансформаторного масла
заключаются в испытании электрической прочности (ца
пробой) и измерении 1^6.
Испытание на пробой масла производят несколько
раз: из бака перед сливом из трансформатора, посту-
пившего в ремонт, чтобы в зависимости от его состоя-
ния слить масло в ту или иную емкость; из крана мас-
лоочистительной установки в процессе контроля каче-
ства сушки, перколяции или регенерации масла; непо-
средственно перед заливкой в бак отремонтированного
трансформатора хорошего масла из емкости и после от-
стоя масла в баке при приемо-сдаточных испытаниях.
Измерение 1^6 масла из каждого отдельного транс-
форматора не производят, а выполняют его централизо-
ванно при подготовке больших порций масла при со-
мнительных результатах испытания на пробой и сокра-
щенного химического анализа.
Для измерения пробивного напряжения масла при-
меняют специальные маслопробойные аппараты разных
типов (самый новый из них типа АИМ-80). Пробивное
напряжение масла из емкости должно быть не менее
30 кВ, а из бака трансформатора — не менее 25 кВ.
Проверка электрических параметров трансформато-
ра. После восстановительного ремонта трансформатора
необходимо убедиться в сохранении его электрических
параметров. При ремонте с заведомо обусловленным
изменением параметров испытания проводят для опре-
деления и включения их в паспортные данные. К этим
испытаниям относятся: проверка коэффициента транс-
формации; определение схемы и группы соединений
обмоток; измерение тока и потерь холостого хода; изме-
рение напряжения и потерь короткого замыкания.
Первые два испытания проводят на трансформаторе
2 раза: вначале при сборке активной части, когда соеди-
нения обмоток уже смонтированы, но еще не спаяны, с
тем чтобы избежать ошибок в дальнейшем при пайке схе-
мы, и второй раз при окончательных приемо-сдаточных
испытаниях после ремонта.
Существует несколько методов этих испытаний, до-
пускаемых ГОСТ 3484-65: с помощью моста, образцо-
вым трансформатором с помощью специальных прибо-
ров — фазометра, группомера и методом постоянного
тока [9]. Каждый из этих методов удобно применять
ПО
при массовых испытаниях трансформаторов, они раз-
работаны для поточного производства трансформаторов
на заводах. В условиях же ремонта даже при большом
числе ремонтируемых трансформаторов самым удобным
методом проведения испытаний, обеспечивающим доста-
точную точность, является метод двух вольтметров.
Для определения коэффициента трансформации
к одной из обмоток (чаще ВН) подводят симметричное
трехфазное напряжение не менее 2% номинального
(для трансформаторов 10 кВ—220 В) и между каждой
парой вводов измеряют напряжения двумя вольтметра-
ми — одним на стороне ВН, а другим — НН, а затем
вычисляют коэффициенты трансформации в зависимо-
сти от группы соединения обмоток по соответствующей
формуле. Можно измерять напряжения и пофазно при
однофазном питании.
Каждое измерение выполняют на всех положениях
переключателя ответвлений. Вычисленный коэффициент
трансформации не должен отличаться от расчетного
более чем на 0,5%, а на одних и тех же ответвлениях
на разных фазах отклонения не должны превышать 2%.
Для проверки группы соединения обмоток соединя-
ют закороткой вводы ВН и НН одной из фаз (принято
соединять Ама) и к вводам ВН подают трехфазное
симметричное напряжение 380/220 или 220/127 В. Од-
ним вольтметром измеряют напряжение между вводами
В и С, а другим, более точным, делают три замера:
В— в, С — в и В — с. Сопоставляя результаты всех из-
мерений, определяют группу соединений обмоток. Если
все напряжения, измеренные вторым вольтметром, бу-
дут меньше напряжения питания, то группа соединения
обмоток нулевая, а если напряжение С — в будет рав-
но напряжению питания, а остальные меньше, то груп-
па соединения одиннадцатая.
Измерение тока и потерь холостого хода называется
опытом холостого хода . Опыт холостого хода иногда
проводят также как промежуточное испытание после
полного ремонта магнитопровода. При приемо-сдаточ-
ных испытаниях этот опыт проводят почти всегда.
Опыт холостого хода, как следует из его названия,
состоит в том, что на одну из обмоток трансформатора
(как правило, НН) подается номинальное напряжение,
а другая обмотка остается разомкнутой. Ток, который
течет по питаемой обмотке, вызывается потерями в ста-
Ли Магнитопровода, его называют током холостого хода
и измеряют в процентах к номинальному току в этой
обмотке. Включая в эту цепь ваттметры, измеряют по-
тери холостого хода в единицах активной мощности.
Схемы для указанного опыта применяют различные,
самая распространенная в условиях ремонта — схема
двух ваттметров.
Опытом короткого замыкания называют измерение
напряжения и потерь короткого замыкания. Это испы-
тание проводят только 1 раз — для определения изме-
нившихся параметров трансформатора, являющихся
паспортными данными. Потери короткого замыкания —
это потери в обмотках при номинальной нагрузке транс-
форматора, они в несколько раз превышают потери
холостого хода и определяют экономичность трансфор-
матора, его к. п. д. Напряжение короткого замыкания—
очень важный параметр, он определяет способность
данного трансформатора работать параллельно с дру-
гим трансформатором. При ремонте с заменой обмоток
эти параметры изменяются довольно существенно, ино-
гда в большую, а иногда в меньшую сторону. При ре-
монте без замены обмоток, если схема соединений об-
моток не демонтировалась, опыт короткого замыкания
теряет свой смысл, в этом случае он в объем обязатель-
ных испытаний не входит.
. Опыт короткого замыкания заключается в том, что
одна из обмоток трансформатора, обычно НН, замыкает-
ся накоротко, а к другой подводится такое напряжение,
при котором в обмотках устанавливаются номинальные
токи. Это напряжение обычно не превышает 8% номи-
нального, но так как точно оно не известно, то и токи
точно номинальными не будут. Обычно используют то
напряжение, которым располагают, а потом пересчиты-
вают результаты измерений на номинальный ток. До-
пускается проводить опыт и при пониженном токе, но
не менее чем 25% номинального; в условиях ремонта
он особенно приемлем, так как гораздо безопаснее и
обеспечивает достаточную точность измерений. Схемы
опыта короткого замыкания аналогичны схемам опыта
холостого хода. Но обработка результатов сложнее: кро-
ме указанного пересчета на номинальный ток проводится
обязательно пересчет на температуру 75° С.
Измеренные параметры холостого хода и короткого
замыкания сравнивают с заводскими или расчетными
112
данными. Потери холостого хода не должны их превы-
шать более чем на 15%, ток холостого хода более чем
на 30%, потери короткого замыкания более чем на
10%, а напряжение короткого замыкания не должно от-
личаться более чем на 10%. Для старых трансформа-
торов (ГОСТ 401-41), потери холостого хода не должны
превышать заводские данные более чем на 22%).
Проверка качества ремонта. Каждое из контрольных
испытаний свидетельствует о качестве выполненного
ремонта в целом или о правильности выполнения от-
дельных операций. Особенно это относится к опытам
холостого хода и короткого замыкания, а также к испы-
танию главной изоляции повышенным приложенным
напряжением.
Испытаниями, которые подводят итог всем выпол-
ненным работам в комплексе и выявляют не только те
дефекты, которые остались в трансформаторе после ре-
монта, но и те, которые образовались при выполнении
электрических испытаний при ремонте, являются изме-
рение сопротивления обмоток трансформатора постоян-
ному току и троекратное включение трансформатора
толчком на номинальное напряжение.
Измерение сопротивления обмоток постоянному то-
ку желательно проводить дважды: как промежуточное
испытание после запайки схемы, установки па актив-
ную часть переключателя ответвлений и монтажа регу-
лировочных отводов (это может быть выполнено до или
после сушки) и как приемо-сдаточное после всех обяза-
тельных испытаний. В этом случае функции этих двух
испытаний разделяются. Первым испытанием прове-
ряется качество паек, контактов, отсутствие обрывов
проводов и других дефектов в токопроводящих элемен-
тах, а вторым — общее состояние трансформатора пос-
ле ремонта. Одно из испытаний, как правило первое,
проводят на всех обмотках, а на обмотке ВН — на всех
положениях переключателя ответвлений. Если при вто-
ром испытании повторяются результаты первого с не-
значительным разбросом, то его допускается проводить
не в полном объеме. Можно измерять как линейное,
так и фазное сопротивления обмоток. Если при нали-
чии нулевого ввода измеряют линейные сопротивления,
то дополнительно измеряют одно из фазных сопротив-
лений. Технологически это испытание несложное.
В условиях ремонта достаточно высокой точности мож-
по добиться применением одного из двух распространен-
ных методов: метода падения напряжения (метод ам-
перметра и вольтметра постоянного тока) и метода не-
посредственного измерения сопротивления специальным
прибором (омметром или мостом постоянного тока).
Сопротивления одноименных обмоток разных фаз на
одном регулировочном ответвлении не должны отли-
чаться друг от друга более чем на 2%. — это критерий
исправности трансформатора.
Абсолютное значение сопротивления не нормирует-
ся. Но иногда оно требуется для определения средней
температуры обмоток трансформатора или для выделе-
ния добавочных потерь из общих потерь короткого за-
мыкания. Поэтому в протокол оно записывается и при
необходимости приводится к температуре 75°С, как и
потери короткого замыкания.
Испытание трансформатора включением толчком на
номинальное напряжение является не обязательным, но
при возможности его следует провести. На заводе-изго-
товителе у каждого трансформатора проводят испыта-
ние электрической прочности изоляции индуктирован-
ным напряжением, с помощью которого проверяют про-
дольную изоляцию обмоток между витками, слоями,
отдельными катушками и фазами. В комплекс обяза-
тельных испытаний трансформатора при ремонте такое
испытание не входит, и эти элементы остаются неиспы-
танными, об их исправности можно судить лишь косвен-
но, по результатам других испытаний. Резкое включе-
ние трансформатора на номинальное напряжение и рез-
кое отключение в какой-то степени заменяет это
испытание и не требует сложного специального обору-
дования.
Кроме того, это испытание показывает, как ведет
себя трансформатор непосредственно в действии, хотя
бы в режиме холостого хода.
Электрические испытания трансформаторов связаны
с применением высокого напряжения, с открытым низ-
ковольтным оборудованием, с применением временных
схем, лабораторных электроизмерительных приборов и
коммутационной аппаратуры. Поэтому персонал, выпол-
няющий эти работы, обязан знать и неукоснительно
соблюдать все правила техники безопасности, установ-
ленные как в общесоюзном масштабе, так и по своему
предприятию.
19. ПОКРАСОЧНЫЕ РАБОТЫ
Многие мелкие ремонтные предприятия или подраз-
деления производят ремонт трансформаторов I—II га-
баритов без окраски.
Такой ремонт не удовлетворяет современным требо-
ваниям к отремонтированным трансформаторам. Окрас-
ка металлических поверхностей придает любому изде-
лию эстетичный внешний вид и защищает поверхности
от коррозии и от вредных воздействий окружающей
среды, атмосферных осадков и веществ, которые могут
на них попасть.
Окраска внутренних поверхностей обязательна толь-
ко у расширителей. Несмотря на перевод трансформа-
торов I—II габаритов на полугерметичную конструкцию
благодаря установке воздухоосушителей, абсолютной
гарантии от попадания влаги вместе с воздухом внутрь
расширителя это не дает. Из-за какой-нибудь мелкой
неисправности или по недосмотру обслуживающего пер-
сонала, например из-за несвоевременной замены увлаж-
ненного сорбента в воздухоосушнтеле, влага может
попадать в расширитель и способствовать интенсивной
коррозии верхней части его внутренней поверхности.
Еще более интенсивно корродирует внутренняя поверх-
ность крышки у трансформаторов, не имеющих расшири-
телей, так как там больше температурные перепады.
Поэтому эти поверхности необходимо окрашивать спе-
циальной антиконденсационной эмалью ФЛ-ОЗК или
ФЛ-ОЗКК- Этой же эмалью должны быть покрыты
наружные и внутренние поверхности труб воздухоосушп-
теля перед их приваркой при модернизации расширите-
лей. Алюминиевые детали воздухоосушителя (фасонная
гайка) покрывают эмалью ФЛ-ОЗЖ.
Антиконденсационную эмаль можно приготовить из
обычной эмали или лака (например, № 1201), добавив
к 100 ч. эмали или лака 10 ч (по массе) пробковой
крошки. Смесь быстро густеет, поэтому ее надо быстро
использовать. Окрашивают кистью, положив крышку
внутренней стороной вверх, а расширитель — вверх сое-
динительным патрубком. После 20-минутной выдержки
на воздухе эмаль просушивают в сушильном шкафу при
85—90°С в течение 30 мин или на открытом воздухе
в течение 4—6 ч.
Внутреннюю поверхность баков и термосифонных
фильтров на трансформаторных заводах раньше покры-
ваЛи маслостоикимп эмалями или грунТовкамй. Теперь
их не красят, но все металлические поверхности покры-
вают гальваническим азотированием. Поэтому и при
ремонте баки и термосифонные фильтры, если они не
подвергались сварочным работам, внутренней окраске
не подлежат. Места, где производились электро- или
газосварка, подкрашивают кистью или пульверизато-
ром.
Особого внимания заслуживает наружная окраска
трансформатора. Она производится антикоррозионными,
атмосферостойкими и маслостойкими эмалями светлых
тонов. Наиболее употребительны эмали 624с и ВЛ-515.
Технология наружной окраски зависит от мощности
(производительности) электроремонтного предприятия и
от места этой операции в общем технологическом про-
цессе ремонта на данном предприятии. Самый распро-
страненный метод окраски — пульверизатором от ком-
прессора или от сети сжатого воздуха.
Перед покраской трансформатора с помощью пуль-
веризатора проводят соответствующую подготовку. Она
заключается не только в тщательной очистке поверхно-
сти от грязи, коррозии, старой отслаивающейся краски
и масла. Перед покраской необходимо защитить от по-
падания краски следующие детали: фарфоровые изоля-
торы вводов, привод переключающего устройства, стек-
ло маслоуказателя, табличку паспортных данных и
контактную часть заземления бака. На элементы, рас-
положенные на крышке трансформатора, надевают ци-
линдрические колпаки, а стекло маслоуказателя, таб-
личку и болт заземления на баке защищают промас-
ленной бумагой.
Для высокопроизводительных электроремонтньх
предприятий разработан метод окраски собранных
трансформаторов I—П габаритов аналогично применяе-
мому на крупных промышленных предприятиях, выпу-
скающих массовую продукцию, — это метод окунания.
Для окраски этим методом рекомендуется специальная
покрасочная камера.
После окраски и высыхания всех поверхностей
трансформатора производят его маркировку. Она за-
ключается в нанесении всех знаков и обозначений со-
гласно стандартам и техническим условиям. На дне
расширителя наносят риски уровней масла. На крышке
возле каждого ввода наносят его обозначение: А, В,
С, а, Ь, с и О. Возле приводА переключающего устрой-
ства наносят римскими цифрами против указателя на
рукоятке в фиксированных положениях их номера. На
доступной боковой стенке бака значком «+ЦТ» обо-
значают положение центра тяжести трансформатора.
Для этого, чтобы правильно его нанести, нужно перед
покраской замерить расположение значка, нанесенно-
го на заводе-изготовителе. И, наконец, возле болта за-
земления ставят значок А. или наносят надпись
«Земля».
Все эти надписи и значки наносят такой же несмы-
ваемой эмалью, какой окрашен бак трансформатора, но
контрастного цвета, например черного (ПФ-133, бывшая
ФСХ-25) пли красно-коричневого (ХСЭ-26). Надписи
наносят кистью четкими большими буквами, цифрами и
значками, хорошо видимыми при обслуживании транс-
форматора. К маркировке также относится заполнение
таблички паспортных данных.
20. СДАЧА ТРАНСФОРМАТОРА ИЗ РЕМОНТА
Отремонтированный, испытанный и готовый к работе
трансформатор должен быть по возможности скорее
введен в эксплуатацию. В этом заинтересованы электро
ремонтное предприятие, заказчик (сетевой район, про-
мышленное предприятие) и потребитель электроэнер-
гии, которому на время ремонта могли ее отключать.
Порядок сдачи трансформатора из ремонта оговари-
вается в двустороннем договоре, составленном при при-
емке трансформатора в ремонт. Электроремонтное
предприятие или подразделение в зависимости от его
возможностей берет на себя транспортировку транс-
форматора и даже монтаж и включение его в работу.
Это в какой-то степени влияет и на решение некоторых
вопросов технологии. Например, на месте установки
можно провести испытание включением трансформато-
ра и другие работы — укомплектовку, окраску, марки-
ровку и пр. Но в большинстве случаев доставку транс-
форматора в ремонт и из ремонта осуществляет сам
заказчик. При получении трансформатора из ремонта
его представитель просматривает всю ремонтную доку-
ментацию и подписывает приемо-сдаточный акт. С это-
го дня начинает действовать гарантийный срок исправ-
ной работы трансформатора.
Наименование
предприятия
Товарный знак
/ 130+0,1
Рис. 48. Паспортные таблички для маркировки трансформатора
после ремонта.
а — основная; б — дополнительная.
Трансформатор, сдаваемый из ремонта, укомплекто-
вывают деталями, которые могут быть испорчены или
повреждены при транспортировке: стеклянным термо-
метром и сорбентом для воздухоосушителя (упакован-
ным в герметичной таре).
Трансформатор, прошедший тот или иной вид ремон-
та, маркируется ремонтной паспортной табличкой. Ес-
ли при ремонте трансформатора его технические или
эксплуатационные характеристики изменились, то ре-
монтная табличка должна содержать все установлен-
ные стандартом или техническими условиями данные;
она прикрепляется к баку вместо заводской таблички.
Заводская табличка в этом случае не нужна и может
дезориентировать обслуживающий персонал. Ремонтная
табличка должна содержать следующие данные:
а) наименование электроремонтного предприятия и
организации, в систему которой оно входит;
б) товарный знак предприятия (если он существует);
в) наименование изделия — «трансформатор»;
г) заводской номер;
д) ремонтный номер;
е) обозначение типа;
ж) номер технических условий, по которым он ре-
монтируется;
з) год ремонта;
и) схему и группу соединений обмоток;
к) номинальную частоту в герцах;
л) вид регулирования напряжения (ПБВ);
м) род установки (указывается, если трансформа-
тор предназначен только для внутренней установки);
н) номинальную мощность в киловольтамперах;
о) номинальные напряжения трансформатора в воль-
тах на сторонах ВН и НН на всех положениях пере-
ключающего устройства соответственно обозначениям
на его рукоятке или на крышке трансформатора; пер-
вому положению должна соответствовать максимальная
величина напряжения;
п) номинальные токи в амперах;
р) напряжение короткого замыкания на основном
ответвлении в процентах;
с) указание об облегченной изоляции — только для
трансформаторов с облегченной изоляцией;
т) полную массу трансформатора в килограммах;
у) массу масла в килограммах;
ф) массу активной части в килограммах.
Если трансформатор прошел восстановительный ре-
монт, и его характеристики не изменились, а заводская
табличка хорошо сохранилась и не требует замены, то
ее оставляют на своем месте, а рядом с ней прикреп-
ляют дополнительную ремонтную табличку, которая со-
держит только данные по пп. «а», «б», «д», «ж» и «з».
Таблички, устанавливаемые электроремонтными
предприятиями Министерства электротехнической про-
мышленности СССР, нормализованы (рис. 48).
Таблички изготовляют из листов алюминия или алю-
миниевых сплавов. На табличках различают основные
и дополнительные надписи. Основные наносят фотохи-
мическим способом, они рельефны. Дополнительные
надписи — конкретные данные отремонтированного
трансформатора, их выбивают буквенными и цифровы-
ми кернами в рамках, имеющих светлый цвет. Таблички
крепят на трансформаторах винтами или заклепками из
материалов, исключающих образование активных галь-
ванических пар во избежание интенсивной коррозии
(сталь, алюминий, но ни в коем случае не медь).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Худяков 3. И. Устройство и ремонт трансформаторов. М„
«Высшая школа», 1971, 240 с.
2. Левицкаи Е. И. Исследование электродинамической устойчи-
вости трансформаторов I—III габаритов в ВЭИ. Сб. Передовые
методы ремонта трансформаторов. М., «Энергия», 1967, с. 196—209.
3. Фарбман С. А., Бун А. Ю., Райхлнн И. М. Ремонт и модер-
низация трансформаторов. М., «Энергия», 1976, 616 с.
4. Алякритский И. П., Мандрыкин С. А. Сушка электрических
машин и трансформаторов. М., «Энергия», 1974. 72 с.
5. Ивашев В. В. Ремонт трансформаторов. Л., Госэнергоиздат,
1959. 368 с.
6. Пястолов А. А. Сушка трансформаторов небольших мощно-
стей током нулевой последовательности. — «Электрические станции»,
1955, № 10, с. 65—68.
7. Локшин М. В. Ремонт высоковольтных изоляторов до 35 кВ.
М.—Л., Госэнергоиздат, 1960. 48 с.
8. Брай И. В. Регенерация трансформаторных масел. М., «Хи-
мия», 1972. 168 с.
9. Каганович Е. А. Испытание трансформаторов малой и сред-
ней мощности на напряжение до 35 кВ включительно. М., «Энер-
1ия», 1969. 296 с.
10. Пястолов А. А., Райхлнн И. М. Унификация изоляционных
конструкций при ремонте распределительных трансформаторов. —
«Электрические станции», 1975. № I, с. 6^—66.
ОГЛАВЛГНИЕ
Предисловие .... 3
I. Трансформаторы для распределительных сетей . 5
1 Трансформаторы I II габаритов 5
2 Основные узлы трансформатора.............. . 6
3 Требования, иредъявлясмьк к современным трансформа
торам . . .2(1
II. Назначение ремонта трансформаторов ...................22
I. Необходимость ремонта трансформаторов I II габаритов.
Причины выходов трансформаторов из строя . 22
5. Классификация ремонта трансформаторов .... 2:«
(>. Технические требования, предъявляемые к отремонтиро-
ванным трансформаторам .... .2/
III. Организация индивидуального ремонта трансформаторов 24
7. Участок (цех) ремонта трансформаторов I П габаритов 29
Я Технологическая оснастка, инструменты, принадлежности
и материалы длн ремонта трансформаторов I II габаритов .31
9. Ремонтная документация .... 13
IV. Технология ремонта трансферматоров . !>
10 Особенности технологии ремонта......................
11. Подготовка трансформатора к ремонту. Дсфекгировка
в собранном виде .... К
12. Ра «борка и дефектировка узлов «рансформатора 19
13. Ремонт активной части , ... 53
14 Сушка активной части . - 75
15. Ремонт наружных узлов трансформатора . . . 8/
10. Сборка трансформатора .... .100
17. Подготовка трансформаторного масла . . 101
18 Испытания трансформаторов при ремонте . . 106
19. Покрасочные работы . . . 115
20. Сдача трансформатора из ремонта . ..............117
Список литературы........................................120
Цена 24 кол.
ум на
итг 4ч'4ет.'паюс1м1