Обслуживание силовых трансформаторов Предисловие

Скачать 2.41 Mb.

Название	Обслуживание силовых трансформаторов Предисловие
страница	4/16
Тип	Документы

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Документы

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 16

Глава вторая

Транспортировка, хранение и монтаж трансформаторов

4. Подготовка трансформаторов к транспортировке

В течение срока службы трансформатор по ряду причин могут неоднократно перемещать при необходимости в пределах конкретной энергосистемы. Причинами снятия и транспортировки на другие подстанции являются замена трансформаторов на более мощные при изменении графика и при росте нагрузки подстанции, замена трансформаторов по режиму их работы из-за необходимости более глубокого регулирования напряжения (в этом случае трансформаторы с устройством ПБВ заменяют на трансформаторы с устройством РПН), реконструкция, модернизация и ремонт с заменой обмоток трансформаторов, производимых централизованно в условиях энергосистем или на заводах-изготовителях.

Перемещение трансформаторов в пределах действующей подстанции или электростанции производят в основном на собственных катках, а транспортировка за пределы подстанции - на железнодорожных платформах (транспортерах) различной конструкции или на автотрейлерах. В труднодоступных районах такелаж трансформаторов представляет собой сложную технологическую операцию. Транспортировка трансформатора до места установки является ответственной операцией и должна обеспечивать его сохранность. Конструкция трансформаторов, особенно мощных, должна учитывать условия перевозки. Значительная масса и габаритные размеры трансформаторов на напряжение 110 кВ и более не позволяют обеспечить их транспортировку в собранном виде, и поэтому они могут транспортироваться только в частично разобранном виде.

Большинство трансформаторов перевозят по железной дороге. Это накладывает определенные ограничения на транспортные вес и размеры трансформатора. Транспортный вес не должен превышать грузоподъемности железнодорожной платформы или транспортера, а размеры не должны выходить за очертания железнодорожного габарита. Для трансформаторов предельных мощностей и на сверхвысокое напряжение транспортные ограничения являются основными требованиями, определяющими конструкцию их активной части и бака. Трансформаторы на напряжение до 35 кВ, мощностью до 1,6 МВ∙А, имеющие систему охлаждения типа М, транспортируют полностью собранными и залитыми маслом, а трансформаторы мощностью 1,6 MB-А и более - с демонтированной системой охлаждения. Радиаторы и охладители, включая патрубки, отправляют, как правило, без дополнительной упаковки с закрытыми от попадания загрязнения и влаги заглушками с резиновыми уплотняющими прокладками. Остальные комплектующие детали системы охлаждения транспортируют упакованными в деревянных ящиках. Перед отправкой трансформаторов с завода или с места прежней установки на другое место установки необходимо снять с трансформатора все выступающие за очертания железнодорожного габарита комплектующие узлы и детали (вводы, установки трансформаторов тока, расширитель, выхлопную трубу, охладители и радиаторы, устройства РПН приставного типа и др.). Снятию подлежат также повреждаемые узлы и детали трансформатора (низковольтные вводы до 35 кВ при необходимости, газовое реле, термосигнализаторы). Если вводы НН не демонтируются, то их необходимо закрывать защитными колпаками. Адаптеры трансформаторов тока вводов должны быть закрыты заглушками с резиновыми прокладками и залиты маслом частично. После снятия всех выступающих комплектующих узлов и деталей подготавливают активную часть трансформатора к транспортировке в собственном баке. Эти технологические операции необходимо выполнять тщательно, чтобы предупредить возможные смещения активной части относительно бака в период транспортировки. Активную часть раскрепляют специальным устройством. Одновременно в баке закрепляют отводы, а также устанавливают и закрепляют бакелитовые цилиндры высоковольтных вводов при совместной транспортировке. Активную часть трансформаторов до 35 кВ раскрепляют в баке только в верхней части.

У мощных трансформаторов 110 кВ и более раскрепление производят в нижней части бака изнутри только в продольном направлении, а в верхней части - как в продольном, так и в поперечном направлениях. Доступ к домкратам, расположенным внутри бака, осуществляется через люки в крышке, но если домкраты проходят через стенку бака, то их снаружи герметизируют для исключения проточек масла. После подготовки активной части и бака трансформатора к транспортировке производят проверку бака на герметичность независимо от того, будет трансформатор транспортироваться с частично залитым маслом или без масла, но заполненным сухим воздухом или азотом. Перед проверкой на герметичность в бак помещают патрон с предварительно осушенным силикагелем. Патрон крепят к заглушке, устанавливаемой на одном из отверстий демонтированного ввода. Кроме того, в трансформаторы, транспортируемые с маслом, помещают образцы электрокартона, предназначенного для проверки влагосодержания масла в изоляции активной части. Герметичность трансформатора проверяют путем создания в баке избыточного давления масла, сухого азота или воздуха в зависимости от способа транспортировки трансформатора. Правильно подготовленный и проверенный на герметичность трансформатор обеспечивает сохранность характеристик изоляции в нормируемые сроки транспортировки, хранения и в период сборки, а в дальнейшем в период эксплуатации в соответствии с требованиями действующих инструкций по эксплуатации. Расширитель трансформаторов до 35 кВ, мощностью менее 10 MB∙А, транспортируемый вместе с трансформатором, должен иметь воздухоосушитель, заполненный сухим силикагелем, и гидравлический затвор. При отправке мощных трансформаторов, как правило, частично залитых маслом (до уровня 200-250 мм от верхней крышки), свободное пространство в баке заполняют сухим воздухом или азотом. Чтобы обеспечить сохранность изоляции и исключить проникновение в бак окружающего воздуха, в мощных трансформаторах (при сложных условиях транспортировки или длительном нахождении активной части в транспортировочном состоянии) азот в надмасленном пространстве находится до монтажа трансформатора под избыточным давлением не менее 15 кПа, созданным установкой постоянной подпитки. Если утечка из бака трансформатора не превышает установленного расхода, то запаса азота в установке достаточно на 30 сут. При удлинении срока хранения в особых случаях необходимо заменить баллоны установки. Перед применением новых баллонов с азотом необходимо удалить сконденсированную в них влагу. Для этого баллоны с азотом переворачивают вниз вентилем и после выдержки в таком состоянии в течение не менее 8 ч на несколько секунд приоткрывают вентиль до полного удаления воды, После замены баллонов необходимо проверить герметичность узлов соединения с трубопроводом и вентилей мыльным раствором.

Одновременно с подготовкой активной части к транспортировке также подготавливают к отправке комплектующие узлы согласно требованиям инструкций заводов-изготовителей. Расширитель, выхлопную трубу, термосифонные и адсорбционные фильтры, каретки, катки и другие металлические конструкции отправляют без упаковки, но фланцы должны быть закрыты крышками с уплотнительной резиной. Контрольно-измерительную аппаратуру, крепеж, контрольный кабель, запасные части и детали в зависимости от расстояния отгрузки следует предпочтительно отправлять, как и с завода-изготовителя, в деревянной упаковке.

5. Транспортировка, приемка, хранение и монтаж трансформаторов

При транспортировке трансформаторов на значительные расстояния, как правило, используют железнодорожный транспорт: платформы и специальные транспортеры различной грузоподъемности. Установку и крепление трансформатора на платформе производят согласно разработанной схеме погрузки и креплений, согласованной и утвержденной соответствующими органами МПС СССР.

Для обеспечения равномерной нагрузки на оси тележек, на площадочном транспортере размещают трансформатор таким образом, чтобы центры их тяжести были расположены на одной вертикальной оси. Отклонения не должны превышать допустимого для данного размера транспортера значения. Для предохранения от смещения и опрокидывания трансформаторов в процессе транспортирования их жестко закрепляют на платформе.

Мощные трансформаторы перевозят на сочлененных трансформаторах. В этом случае трансформатор подвешивают между раздвигающимися половинами транспортера на проушинах ярмовых балок с помощью валиков. Под действием собственной массы трансформатор защемляется между упорами верхних поясов ярмовых балок. При транспортировке трансформатор участвуете передаче как растягивающих, так и сжимающих усилий. Такой трансформатор для обеспечения погрузки и разгрузки имеет гидроподъемники.

Транспортные размеры мощных трансформаторов не вписываются в нормальный железнодорожный габарит подвижного состава железных дорог, и поэтому они транспортируются как грузы определенной негабаритности. Допускаемая негабаритность должна гарантировать безопасность движения встречных поездов, соблюдение допустимых расстояний между перемещаемым трансформатором и сооружениями вблизи железнодорожных путей.

Безрельсовая транспортировка трансформаторов широко используется при перемещении трансформатора в труднодоступных районах. Если энергообъекты связаны дорогой, имеющей твердое покрытие в виде асфальта, бетона, и трасса транспортировки трансформатора ровная без значительных уклонов (не более 15 %) и крутых поворотов, то для перевозки трансформатора используют автотрейлеры и прицепы. Тип трейлера выбирают в зависимости от транспортных габаритов и массы трансформатора. Чтобы обеспечить сохранность автотрейлера и безопасность трансформатора на пути перемещения к месту его доставки, предварительно изучают особенности трассы перемещения. Вопрос о допустимости проезда через имеющиеся на трассе различные сооружения согласуют перед перевозкой с соответствующими организациями.

При необходимости на трассе выполняют подготовительные работы. Если неровности на трассе приводят к неравномерной нагрузке на колеса трейлера (что может привести к поломке), необходимо поврежденные места дороги выправить и утрамбовать. Погруженный на трейлер трансформатор согласно требованиям специальных инструкций перевозят к месту установки при помощи тягачей (автотягачей).

В зависимости от характеристики трассы передвижения и массы груженого трейлера по самым худшим условиям расчетом определяют тяговое усилие, а также тип и количество тягачей.

Для обеспечения безопасности и сохранности при перевозке трансформатора больших габаритов предварительно разрабатывают проект организации такелажных работ, а также проект производства работ, в котором содержатся все необходимые мероприятия для перевозки трансформатора на конкретный энергообъект. В обоих случаях, например в горных условиях, для облегчения груженого трейлера допускается перевозка трансформатора без масла, но заполненного сухим воздухом или азотом. Перемещение по трассе чередуется с периодическими остановами для проверки состояния всего подвижного состава; особенно внимательно проверяют трейлер с трансформатором и в первую очередь места распорок и крепления. Скорость движения автопоезда на горизонтальном участке трассы не должна превышать 8 км/ч, на спусках и подъемах 3 км/ч, через мосты и другие сооружения 0,5 км/ч.

В особых случаях при отсутствии дорог (например, районы Тюмени) перевозку трансформатора производят на специальных металлических площадках (санях). Этот вид транспортировки является особо трудоемким и небезопасным, он требует серьезной подготовки перед перевозкой и в дальнейшем при перемещении трансформатора. В таких случаях разработка проектов организации такелажных работ и производства работ крайне необходима. Конструкция саней по своей жесткости и прочности должна исключать деформацию днища бака трансформатора при перевозке. Трасса не должна иметь значительные уклоны (более 15 %). Для исключения перемещения трансформатора по саням его закрепляют в нижней части стяжками, а в верхней части растяжками, кроме того, в нижней части устанавливают упоры. Расчетное тяговое усилие при перемещении таким способом должно учитывать значительное трение. В болотистых районах Тюмени в условиях бездорожья, как правило, перевозку трансформатора производят после смерзания грунта.

На подстанциях и электростанциях, имеющих железнодорожный путь, перемещение трансформаторов производят на собственных каретках (катках). Перемещение осуществляют при помощи полиспастов и электролебедок. На местах пересечения железнодорожных путей (крестовинах) перед изменением направления перемещения трансформатора производят перестановку кареток, используя гидродомкраты для подъема трансформатора.

Разгрузку (погрузку) трансформаторов при прибытии (отправке) на железнодорожной платформе, автотрейлере и санях производят согласно расчету и схеме разгрузки. Предусматривают и подготавливают в определенных местах схемы подъемные средства: автокран, домкраты, электролебедки, крановое оборудование, полиспасты, якоря. Необходимо проверить качество шпал и их количество, а также предусмотреть рельсы необходимого количества и длиной не менее трехкратной ширины трансформатора.

Разгрузка во многом упрощается в условиях машинного Зала электростанций или трансформаторно-масляного хозяйства (ТМХ) подстанций, имеющих крановое оборудование необходимой грузоподъемности. В таких случаях прибывший на железнодорожной платформе (трейлере) трансформатор располагают на железнодорожном подкрановом пути так, чтобы центр тяжести трансформатора и крюк крана находились на одной вертикали. Строповку трансформатора производят за подъемные приспособления на баке согласно схеме подъема. Подъем трансформатора производят плавно, без рывков. Сначала поднимают трансформатор на 100-150 мм и выдерживают, а затем перемещают его на место хранения или монтажа. Если монтаж производится сразу же по прибытии транспортера с трансформатором, то после подъема и удаления платформы на бак у мощных трансформаторов навешивают катки и после их крепления опускают трансформатор на рельсовый путь.

При отсутствии подъемного крана снятие трансформатора с платформы (или трейлера) производят с использованием гидродомкратов. Предварительно на расстоянии 2,5 м сбоку от платформы устанавливают основную шпальную клеть на высоту, равную высоте платформы. Затем между основной шпальной клетью и платформой устанавливают вспомогательную клеть той же высоты. Шаг расположения шпал должен позволять установку домкратов. Освобождают трансформатор на платформе от транспортных креплений и поднимают его при помощи домкратов на высоту, достаточную для удаления из-под днища бака деревянных брусьев. Удаляют брусья и на их место по всей длине трансформатора устанавливают рельсы, которые связывают вспомогательную и основную шпательные клети. Рельсы пропускают под днище трансформатора в определенных местах согласно чертежу, а при его отсутствии - рядом с балками жесткости. Количество устанавливаемых рельсов зависит от массы трансформатора.

Стягивание трансформатора с платформы производят плавно, без рывков с помощью тяговых механизмов (электролебедки, тягачи и др.), используя полиспасты, установленные по определенной схеме строповки. После перемещения трансформатора на основную клеть удаляют направляющие рельсы и вспомогательную шпальную клеть. В обратной последовательности производят погрузку трансформатора на платформу.

Разгрузка (погрузка) трансформатора с железнодорожного транспортера сочлененного типа имеет специфические отличия и производится согласно специальной инструкции.

Приемка и хранение трансформатора. До снятия трансформатора с платформы проверяют контрольные метки, целостность креплений, отсутствие подтеков на поверхности бака, а также остаточное давление азота в баке трансформатора. Избыточным давлением азота или воздуха в надмасленном пространстве проверяют бак трансформатора на герметичность. Воздух подают от компрессора через силикагелевый или цеолитовый фильтр. Одновременно с работами по проверке на герметичность производят предварительную оценку изоляции трансформатора по характеристикам проб масла, взятых из бака (масло проверяется на пробивное напряжение, tg δ и влагосодержание), а также проверяют влагосодержание образцов картона, установленных на активной части (как правило, у трансформаторов 220 кВ и выше). При неудовлетворительных результатах предварительной оценки изоляции предусматривают проведение работ по восстановлению характеристик изоляции.

После завершения приемки в зависимости от сроков начала монтажа выполняют работы по хранению трансформатора. В период хранения трансформатора, прибывшего без масла, не более 3 мес устанавливают контроль за наличием избыточного давления азота или воздуха. Давление контролируют в первые десять дней не реже чем 1 раз в сутки, а в дальнейшем - 1 раз в месяц. Как правило, длительного хранения трансформатора в транспортном состоянии избегают, так как возникает опасность увлажнения изоляции. Если же такая необходимость все же появляется, то на трансформаторы, прибывшие без масла или частично залитые маслом, устанавливают расширитель с воздухоосушителем и затем заливают бак маслом до требуемого уровня. Заливку осуществляют без вакуумировки через нижний кран бака. Трансформаторы, имеющие пленочную защиту масла, переводят на длительное хранение без пленки в расширителе. На время хранения устанавливают контроль за состоянием масла в трансформаторе.

Негерметичные маслонаполненные вводы хранят в вертикальном положении в специальных стойках; допускается хранение в вертикальном положении в транспортной упаковке. После перевода в вертикальное положение устанавливают необходимый уровень масла в маслоуказателе. Масло из ввода сливают через маслоотборное устройство и доливают через расширитель.

Герметичные высоковольтные вводы хранят в горизонтальном или вертикальном положении в специальных стойках на площадках, исключающих повреждение вводов. В период хранения за вводами устанавливают контроль - не допускается течь масла, снижение давления.

Комплектующие узлы, полученные с завода-изготовителя в деревянной упаковке, хранят под навесом или в помещении. Внутренние поверхности узлов системы охлаждения, соприкасающиеся при работе трансформатора с маслом, должны быть загерметизированы заглушками с резиновыми уплотняющими прокладками. Шкафы управления систем охлаждения хранят под навесом или в помещении.

Площадка для хранения комплектующих узлов должна иметь ограждение.

Монтаж трансформатора и сдача его в эксплуатацию. Монтаж трансформатора производят на специально оборудованной монтажной площадке вблизи его собственного фундамента (целесообразно на фундаменте), а также на ремонтной площадке ТМХ или на постоянном или переменном торце машинного зала электростанции. Монтажную площадку обеспечивают источником электроэнергии необходимой мощности и связью с емкостями масла со стороны стационарного маслохозяйства (либо емкости располагаются вблизи площадки). Территория монтажной площадки должна предусматривать работы подъемно-технологического оборудования, а также свободное размещение вблизи бака трансформатора подготовленных к установке комплектующих узлов. При работе на открытом воздухе вблизи трансформатора устанавливают инвентарное помещение для персонала, хранения инструмента, приборов и материалов. Площадку оборудуют средствами пожаротушения, телефоном. Освещенность сборочной (монтажной) площадки должна обеспечивать работу в три смены. Монтаж крупных трансформаторов следует производить по проекту организации работ, разработанному с учетом конкретных условий. В объем монтажных работ входит подготовка комплектующих узлов и деталей.

При подготовке к установке на трансформатор вводов 3-35 кВ проверяют отсутствие трещин и повреждений фарфоровых покрышек, поверхность которых очищают от загрязнений; затем ввод испытывают испытательным напряжением переменного тока, соответствующим классу напряжения ввода.

Для маслонаполненных вводов 110 кВ и выше объем подготовительных работ обусловлен способом защиты масла ввода от соприкосновения с окружающим воздухом

Герметичные маслонаполненные вводы проверяют внешним осмотром на отсутствие течи и на целостность фарфоровых покрышек и других элементов конструкции, располагаемых с внешней стороны ввода, при этом давление масла измеряют по показаниям манометра. Согласно инструкции завода-изготовителя приводят давление во вводе до требуемых значений в зависимости от температуры окружающего воздуха. При необходимости производят долив или слив масла из ввода. Долив масла может производиться с помощью ручного маслонасоса. Перед присоединением маслонасоса перекрывают вентили со стороны ввода и бака давления, а в переходник вместо пробки вворачивают штуцер с резьбой М 14x1,5. Затем приоткрывают вентиль бака давления и под струей масла из переходника надевают шланг на штуцер. Насосом подают масло в бак давления, следя за показаниями манометра. Отсоединение насоса производят в следующей последовательности: перекрывают вентиль со стороны бака давления, выворачивают штуцер на переходнике и, приоткрыв вентиль со стороны бака давления, под струей масла вворачивают пробку. Открывают вентили на вводе и баке давления. При регулировании давления во вводе, замене манометра или замене поврежденного бака давления и других операциях нельзя допускать проникновения окружающего воздуха во ввод. Подпитку ввода производят дегазированным маслом необходимого качества. Аналогично производят операции по частичному сливу (доливу) масла в герметичные вводы, не имеющие бака давления.

Маслонаполненные вводы негерметичной конструкции проверяют внешним осмотром на отсутствие повреждений наружной поверхности фарфора и других элементов конструкции. При сложных повреждениях ввод заменяют на резервный, а поврежденный ввод, требующий полной разборки, отгружают в централизованные мастерские. После устранения течи устанавливают уровень масла по маслоуказателю: при температуре 15-20 °С уровень масла составляет примерно 2/3 высоты трубки маслоуказателя. Заменяют также масло в гидрозатворе, для чего через сливное отверстие полностью сливают из затвора отработанное масло, а затем заливают в затвор через "дыхательное" отверстие свежее, сухое масло до уровня контрольного отверстия. Перед установкой на бак проверяют изоляцию маслонаполненных вводов (tg δ, электрическую емкость основной изоляции), у негерметичных вводов также измеряют характеристики масла. Измерение tg δ и других характеристик изоляции производят при температуре окружающего воздуха не ниже 4-5 °С. Если температура окружающего воздуха ниже +5 °С, то перед измерением характеристик изоляции вводы предварительно прогревают при помощи воздуходувок в специальном инвентарном помещении ("тепляке"), при этом скорость подъема температуры воздуха в "тепляке" не должна превышать 5-7 °С в час, поток горячего воздуха не должен быть направлен на фарфоровые покрышки ввода. При прогреве вентили герметичных вводов с баками давления должны находиться в открытом положении. При прогреве негерметичных вводов постоянно контролируют уровень масла по масломерному стеклу.

Если измерения показали несоответствие характеристик масла требуемым нормам, масло ввода заменяют, как правило, под вакуумом. Через сливные отверстия масло полностью сливают, ввод герметизируют и выдерживают при остаточном давлении не более 0,65 кПа в течение времени в соответствии с классом напряжения ввода. После этого под вакуумом подают трансформаторное масло, нагретое до температуры 35-40 °С. Допускается замена масла без вакуумирования способом вытеснения. Для этого верхнюю часть ввода присоединяют через промежуточный кран к вспомогательному (инвентарному) бачку емкостью, в 3-3,5 раза большей, чем объем масла ввода. Инвентарный бачок располагается над вводом. Полностью заполняют расширитель ввода трансформаторным маслом. К нижней части ввода присоединяют через шланг емкость не менее двукратного объема масла ввода. Открывают маслоотборное устройство в нижней части ввода и производят слив забракованного масла из ввода с одновременным заполнением ввода свежим маслом. При этом следят, чтобы ввод был постоянно заполнен маслом. После слива двух объемов во вводе устанавливается требуемый для нормальной работы уровень масла. Выдерживают ввод под вакуумом при остаточном давлении 1,3 кПа в течение времени, соответствующего классу напряжения. Все операции по доливке масла, а также измерения изоляционных характеристик производят в вертикальном положении ввода, для чего он устанавливается на подставку.

Встроенные трансформаторы тока в период хранения должны быть полностью залиты трансформаторным маслом. Подготовка к монтажу установки встроенного трансформатора тока состоит в осмотре его наружных и внутренних поверхностей, а также в производстве измерений в следующей последовательности: проверка масла (на пробивное напряжение), полярности, коэффициента трансформации, активного сопротивления на всех отпайках вторичной обмотки; испытания изоляции приложенным напряжением; измерения вольт-амперной характеристики. Перечисленные измерения производят, если значение пробивного напряжения масла соответствует нормам. Если же значение пробивного напряжения значительно снизилось в период хранения, то перед измерением характеристик изоляции и параметров трансформаторов тока необходимо произвести сушку трансформаторов тока при температуре 100-110 °С в течение 8-10 ч. Нагрев трансформаторов тока производят в специальной печи или воздуходувкой. После сушки проверяют состояние опорных клиньев и при необходимости производят расклиновку.

Охлаждающее устройство типов Д, ДЦ трансформаторов, прибывших на подстанцию (станцию) с завода-изготовителя или полученных с другой подстанции, проверяют внешним осмотром на отсутствие механических повреждений, а затем промывают изнутри сухим прогретым маслом по схеме на рис. 12. Промывку охладителя и его испытание на герметичность производят в контуре, в который входят элементы 1, 2, 4, 5, 9 и 13. После промывки при закрытой задвижке 13 испытательное избыточное давление до 0,21 МПа в этом контуре обеспечивают с помощью маслонасоса 5. При закрытой задвижке 12 и отключенном маслонасосе избыточное давление выдерживают в течение 30 мин. Если по истечении 30 мин внешним осмотром не обнаружена утечка масла в элементах конструкции, то охладитель считается выдержавшим испытания и его герметичность подтверждена. Одновременно с охладителем промывают маслопроводы системы охлаждения в течение 1 ч маслом, нагретым до 50-60 °С, с пробивным напряжением не менее 45 кВ. Контур, в который входят элементы 15, 2, 3 и 14, необходим для прогрева и очистки масла.

Рис. 12. Схема промывки охлаждающих устройств типа ДЦ:

1 - воздухоосушитель; 2 - маслоподогреватель; 3 - маслоочистительная установка с насосом; 4 - сетчатый фильтр; 5 - масляный насос ЭЦТ (рабочий); 6 - промываемые элементы системы охлаждения; 7 - кран отбора проб масла; 8 - бак объемом не менее 3,5 м³; 9 - маслопровод диаметром 120 мм в системе промывки; 10 - маслопровод в системе подогрева и очистки масла; 11 - манометр; 12 - 15 - задвижки; 16 - маслоуказатель

Вентиляторы проверяют внешним осмотром на отсутствие механических повреждений и касания лопаток вентилятора внутренней поверхности диффузора (обечайки) при вращении от руки. При необходимости производят статическую балансировку на валу двигателя. При проверке лопасти вентилятора должны останавливаться в любом положении. Балансировку крыльчатки осуществляют на специальном стенде. Значение вибрации не должно превышать 0,06 мм.

Подшипники вентиляторов заполняют смазкой. У электронасосов после слива и снятия заглушек и коробки выводов проверяют состояние токопроводящих выводов и сопротивление изоляции обмотки статора. Сопротивление изоляции выводов при их нормальном состоянии должно быть не менее 4 мОм при температуре 20 °С. Если сопротивление изоляции не соответствует нормам, то производят сушку изоляции обмоток одним из доступных способов, например путем включения двигателя с заторможенным ротором на напряжение, равное 10-15 % номинального. При достижении нормированного сопротивления изоляции продолжают сушку еще 2-3 ч. Практика показывает, что в течение этого времени сопротивление стабилизируется.

Охладители системы охлаждения типа Ц проверяют на плотность как масляной, так и водяной полостей. В процессе испытания проверяют отсутствие течей масла в узлах конструкции охладителя. При проверке водяной полости не должно быть утечки воды в масло, что определяют по результатам испытания по пробивному напряжению или влагосодержанию пробы масла, взятой из полостей охладителя. При испытании на герметичность давление воды в водяной камере в течение 30 мин выдерживают равным 0,6 МПа.

Термосифонные и адсорбционные фильтры после очистки и промывки заполняют свежим адсорбером (силикагелем).

Расширители с пленочной защитой отличаются большим объемом подготовительных работ. Эластичную емкость перед установкой в расширитель проверяют на маслоплотность путем заполнения емкости воздухом до избыточного давления 3 кПа, при этом внешнюю поверхность покрывают раствором мыльной пены для обнаружения мест утечек. После проверки внешняя поверхность должна быть тщательно промыта.

Одновременно проверяют на герметичность расширитель избыточным давлением воздуха 25 кПа. Пленку в расширитель устанавливают на монтажной (ремонтной) площадке до установки расширителя на трансформатор. После закрепления и уплотнения оболочки расширитель устанавливают на подставки высотой не менее 300 мм, предварительно уплотняя верхние патрубки и открывая пробки в них для выпуска воздуха (рис. 13). К расширителю подсоединяют отсечной клапан в закрытом состоянии, маслопровод со стеклянной трубкой и воздухопровод с манометром. Заполняют расширитель маслом необходимого качества с температурой 10 °С до 50-70 % его объема. Удаляют воздух из отсечного клапана, открывая вручную заслонку клапана на 5-10 с. При закрытом кране подачи масла в расширитель заполняют гибкую оболочку сухим воздухом до избыточного давления 15 кПа. При появлении масла временно уплотняют верхние пробки заглушек и выдерживают расширитель в таком состоянии 30 мин. Вновь открывают пробки и после выхода воздуха снова их уплотняют. Снижают давление воздуха в оболочке до атмосферного, при этом оболочка в результате удаления воздуха будет прилегать к стенкам расширителя и поверхности масла. Операции по созданию давления в оболочке и выпуску воздуха повторяют несколько раз, добиваясь полного прекращения выделения воздуха и плотного прилегания оболочки, после чего сливают масло из расширителя до уровня 100 мм от низа, при этом контроль уровня масла в расширителе осуществляют при помощи стеклянной трубки. После слива масла через люк, для указателя уровня масла в расширителе проверяют состояние внутренней поверхности оболочки, применяя лампы напряжением не выше 36 В. При правильной сборке оболочка плотно прилегает к стенкам расширителя и поверхности масла, не имеет перегибов и складок в нижней части, которые могли бы нарушать работу указателя уровня масла. После проверки оболочки устанавливают маслоуказатель, рычаг которого имеет шаровой оконцеватель.

Рис. 13. Схема удаления воздуха из расширителя с пленочной защитой масла: 1 - стеклянный маслоуказатель; 2 - эластичная емкость; 3 - патрубок; 4 - манометр; 5 - кран; 6 - источник подачи сжатого воздуха; 7 - трансформаторное масло; 8 - отсечной клапан; 9 - маслопровод

Расширитель, не имеющий пленочную защиту, проверяют внешним и внутренним осмотром и при необходимости очищают, а затем проверяют на плотность путем создания избыточного давления воздуха так же, как и при проверке на плотность расширителя с пленочной защитой.

Подготовка устройств азотной защиты здесь не рассматривается, так как в настоящее время в эксплуатации этот вид защиты рекомендовано заменять на пленочную защиту, а заводы-изготовители прекратили выпуск трансформаторов с азотной защитой.

В период сборки (монтаж) трансформатора производят проверку и подготовку устройств автоматического управления системой охлаждения, а также контрольно-измерительных устройств в соответствии с требованиями соответствующих инструкций.

При ревизии с полным сливом масла из бака и подъемом колокола осматривают доступные узлы активной части:

положение активной части в поддоне проверяют по состоянию фиксирующих шипов на дне бака (на отсутствие следов сдвига), состоянию ярмовых балок и распорных винтов, а также других элементов креплений активной части в баке;
магнитопровод проверяют на отсутствие повреждения электротехнической стали в доступных местах (измеряют сопротивление изоляционного покрытия по пакетам) прессующих полубандажей и шпилек, на отсутствие разрывов и повреждений бандажной изоляции;
встроенное переключающее устройство проверяют на отсутствие повреждений изоляционных и других конструктивных деталей и надежность их крепления; на отсутствие перекосов приводных валов и чрезмерного натяжения отводов; поврежденные контакты избирателя обнаруживаются путем переключения;
отводы и обмотки проверяют в доступных местах на отсутствие повреждений их изоляции, разрыва проводников и демпферов, поломок и ослаблений их крепления; обнаруженные недостатки устраняют. При осмотре изоляционных барьеров следует внимательно проверить расположение линейного отвода обмотки ВН относительно барьера (не должно быть касаний края барьера с отводом);
проверяется опрессовка обмотки и элементов конструкции магнитопровода. Значения усилий опрессовки обмоток, выполненной с помощью градуированных ключей, приводятся в технической документации на трансформатор. При необходимости опрессовку обмоток целесообразно производить с использованием гидродомкратов и только после опрессовки ярм. При опрессовке обмоток выполняют затягивание прессующих винтов равномерно по всей окружности. Обмотки мощных трансформаторов, требующих создания значительных усилий, рекомендуется спрессовывать с применением гидродомкратных устройств. Независимо от способа опрессовку следует начинать с обмотки, требующей наибольшего усилия опрессовки;
проверяют схему заземления трансформатора и состояние изоляции узлов магнитопровода с применением мегаомметра. Поврежденные элементы изоляции заменяют. В некоторых случаях, если места замыкания невозможно устранить, в схему заземления устанавливают дополнительный резистор для ограничения тока в контуре (для большинства трансформаторов сопротивлением около 3000 Ом). Для правильной установки резистора необходимо точно определить место нарушения изоляции и оценить геометрию возможного контура.

После окончания ревизии активную часть трансформатора промывают струей горячего сухого масла, сливают полностью остатки масла и насухо вытирают дно, а затем устанавливают у мощных трансформаторов съемную часть бака. У трансформаторов с верхним разъемом (крышкой) опускают активную часть в бак.

Маслостойкую резину в местах разъема и в фланцевых соединениях необходимо заменить на новую. Затяжка мест разъема считается нормальной, если прокладка зажата до 2/3 первоначальной толщины. Операции по герметизации производят оперативно без излишнего нахождения активной части на воздухе.

Установку вводов ВН следует производить крайне внимательно, строго выдерживая угол наклона относительно бака трансформатора. При креплении бакелитовых цилиндров к фланцам кожуха трансформатора тока нужно обратить внимание на расположение среза в цилиндре по отношению к обмотке.

После установки вводов проверяют правильность расположения отвода обмотки ВН - расстояние отвода до края изоляционных цилиндров и перегородок следует выдерживать не менее 20 мм для классов напряжения 110-500 кВ и 30 мм для класса напряжения 750 кВ.

Трансформаторы тока и вводы 110-330 кВ устанавливают на бак, как правило, после заполнения его маслом, а вводы напряжением 500 кВ и выше - до заполнения бака трансформатора маслом.

При наклонном расположении ввода на баке трансформатора газоотводный патрубок и пробка должны быть расположены на опорном фланце в крайнем верхнем положении, а стекло указателя уровня масла негерметичных вводов - в полости, перпендикулярной плоскости наклона.

Трансформаторы тока 6-35 кВ устанавливают на баке трансформатора вместе е предварительно закрепленными на них вводами 6-35 кВ. В этом случае подсоединение токоведущих шпилек вводов к отводам обмоток производят после фиксации установок трансформаторов тока. Вводы НН мощных трансформаторов имеют сложную контактную часть. При болтовом соединении таких контактов с них необходимо тщательно удалять с применением салфеток появляющуюся металлическую пыль.

После установки вводов, герметизации и подготовки трансформатора к вакуумированию продолжают работы по установке (присоединению) системы охлаждения, расширителя, газоотводной системы. При вакуумировании маслонаполненные вводы ВН и СН должны быть соединены с баком трансформатора, чтобы внутренние полости вводов и бака находились под одним давлением, иначе возможно повреждение вводов. Расширитель не выдерживает вакуума, и его в процессе вакуумирования отсоединяют от бака трансформатора. После завершения процесса вакуумирования производят заполнение трансформатора маслом. Заполнение маслом системы охлаждения производят раздельно или совместно. Совместную заливку применяют главным образом при заполнении системы охлаждения навесного или группового исполнения.

Одновременно с работами по вакуумированию и заполнению бака маслом производят работы по монтажу отдельных узлов трансформатора, располагаемых с внешней стороны трансформатора. Устанавливают шкафы управления охладителями типа ШАОТ. Производят также монтаж силовых и контрольных кабелей, предназначенных для питания двигателей и насосов системы охлаждения. Проводят проверку сопротивления изоляции всех электрических цепей, которое должно быть не менее 0,5 мОм. Кроме того, проверяют поочередно работу вентиляторов и маслонасосов (направление вращения крыльчатки вентиляторов, отсутствие касания лопаток вентилятора обечайки и отсутствие вибраций). Направление вращения вентилятора должно соответствовать направлению нанесенной на нем стрелки. Для изменения направления вращения вентилятора необходимо поменять местами подключения двух любых фаз питающего кабеля.

Перед включением в работу систему охлаждения проверяют. Проверку систем охлаждения типа ДЦ и Ц производят при открытом кране на всасывающем маслопроводе и при закрытом кране на нагнетающем. Включают насос и проверяют создаваемое им давление по показаниям установленного на нем манометра. Электронасосы типа ТЭ проверяют в течение не более 1 мин. Маслонасосы в нормальном состоянии работают без шума и вибрации. После проверки работы вентиляторов и маслонасосов включают систему охлаждения и проверяют ее работу в течение 3-72 ч в зависимости от класса напряжения трансформатора. При необходимости устраняют течь масла, подсосы воздуха во всасывающем маслопроводе, устанавливают пробки охлаждающих устройств маслопровода и пластинчатых фильтров. Осматривают и при необходимости очищают фильтрующий пакет пластинчатых фильтров.

После окончания сборки и заливки маслом на трансформаторе производят в определенной последовательности предпусковые испытания, в объем которых входят:

измерение потерь холостого хода при пониженном однофазном напряжении;
измерение активного сопротивления обмоток (на постоянном токе);
измерение коэффициента трансформации;
проверка группы соединения обмоток;
испытание изоляции приложенным напряжением.

Кроме того, по ходу сборки трансформатора производят измерения и испытания комплектующих узлов и арматуры. При этом следует помнить, что постоянное напряжение может вызвать дополнительное намагничивание магнитной системы трансформатора и, как следствие, будет получено завышенное значение потерь холостого хода, поэтому потери холостого хода при малом возбуждении измеряют до нагрева трансформатора постоянным током и до измерения активных сопротивлений обмоток.

Активное сопротивление обмоток измеряют, как правило, при установившейся температуре трансформатора.

Испытание изоляции приложенным напряжением проводят после измерений и оценки ее состояния.

Результаты измерений и испытаний оформляют соответствующими протоколами.

Перекатку трансформатора на фундамент производят на собственных катках в соответствии с требованиями инструкций, приведенных в технической документации завода-изготовителя.

На фундаменте в зависимости от конструкции трансформатора при необходимости создают уклон по направлению к газовому реле, равный 1-1,5 %, путем установки металлических прокладок под катки трансформатора. После создания уклона катки фиксируют на рельсах специальными упорами, а затем к трансформатору присоединяют выносную систему охлаждения.

Полностью собранный трансформатор проверяют на масло-плотность избыточным давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч при температуре масла не ниже 10 °С. Производят отбор пробы масла для проверки после полной сборки трансформатора.

Вводы, не участвующие в работе, присоединяют к разрядникам. Допускается присоединять к разряднику только две вершины неиспользуемой обмотки НН, а третью вершину присоединяют металлическими шинами к общему контуру заземления подстанции. Через общий контур заземляют и бак трансформатора. Для подсоединения заземляющей шинки на баке трансформатора имеется болт заземления.

Настраивают и проверяют действие газовой защиты на отсутствие ложных срабатываний при включении и отключении системы охлаждения и на срабатывание реле при вытеснении из его полости масла.

Готовность включения трансформатора в работу оформляют технической документацией, допускающей трансформатор к эксплуатации.

После монтажа нового или отремонтированного трансформатора оформляют техническую документацию. Техническая документация впервые вводимого в работу трансформатора включает в себя акт приемки трансформатора после транспортировки, акт о хранении трансформаторов (в нем отмечаются особенности хранения), акты о проверке герметичности и об оценке увлажнения изоляции трансформатора с заключением о допустимости его включения без сушки, акты о выполнении отдельных работ по установке комплектующих узлов трансформатора и сборке системы охлаждения, протоколы по проверке приборов и аппаратуры по испытанию трансформатора, наладке, проверке и испытанию комплектующих узлов (вводов, насосов, трансформаторов тока и т.п.). Акты подписывают представители организаций, участвующих в приемке, хранении и монтаже трансформатора, и утверждает руководство эксплуатационной организации, которой передается основной экземпляр акта и сдаточная документация.

Перед пробным включением трансформатора на холостой ход внешним осмотром проверяют отсутствие повреждений и посторонних предметов, течи масла. Внешняя поверхность, особенно фарфоровых покрышек вводов, должна быть чистой. Необходимо также проверить уровень масла в маслоуказателе, расширителе, негерметичных маслонаполненных вводах, в контакторе, а также наличие давления в герметичных вводах.

Проверяют работу термометров и термосигнализаторов. Проверку цепей термосигнализаторов производят переводом стрелок (уставок) максимальной и минимальной температуры.

Устанавливают в рабочее положение краны и задвижки системы охлаждения и кран расширителя.

Проверяют состояние и качество заземлений.

Фиксируют в нужном положении указатели переключателей напряжения типа ПБВ.

Кроме того, проверяют:

узлы подсоединения к линейным выводам и нейтрали разрядников;
состояние подсоединения всех цепей силовых и контрольных кабелей. Цепи вторичных обмоток трансформаторов должны быть постоянно замкнуты на приборы или закорочены, так как размыкание цепи приведет к повреждению трансформаторов тока;
действие механизмов блокировки выключателей;
действие всех установленных защит;
отсутствие воздуха в газовом реле.

Включение трансформатора на номинальное напряжение производят только после подтверждения его готовности и утверждения сдаточной технической документации.