1. Загальні відомості про трансформатори та їх ремонті

1. Загальні відомості про трансформатори та їх ремонті

Трансформатор — це статичний електромагнітний пристрій з кількома індуктивно зв'язаними обмотками, призначений для перетворення за допомогою електромагнітної індукції змінного струму однієї напруги в змінний струм іншої напруги. Передача електричної енергії з однієї обмотки трансформатора на іншу здійснюється за допомогою електромагнітного поля. Розрізняють силові і вимірювальні трансформатори.

Силовий трансформатор використовується для перетворення електричної енергії при безпосередньому харчуванні приймачів енергією високого або низького напруги незмінної частоти. Стандартними номінальними лінійними напругами електричних мереж змінного струму до 1000 В є (ГОСТ 21128-83): 6, 12, 27, 40, 60, 110, 120, 220, 380, 660 В, вище 1000 В (ГОСТ 721-77): 6, 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ. Передача електричної енергії на великі відстані здійснюється, як відомо, при високих напругах з метою зменшення втрат в мережах і перерізу проводів ліній електропередач. У місцях споживання електроенергії її напругу з допомогою трансформаторів знижується до необхідного значення.

Силові трансформатори бувають загального призначення (для живлення звичайних мереж або електроприймачів) і спеціального призначення (для мереж живлення або електроприймачів, що відрізняються особливими умовами праці, характером навантаження та режимом роботи, наприклад промислових електротермічних печей по виплавці сталі та інших металів, перетворювальних установок змінного струму в постійний, електровозів на залізничному транспорті та ін). До спеціальних силових трансформаторів відносяться зварювальні трансформатори.

Силові трансформатори поділяють на масляні, у яких обмотки разом з магнітною системою занурені у бак з трансформаторним маслом для поліпшення ізоляції струмоведучих частин і умов охолодження трансформатора, і сухі, для яких охолоджуючої середовищем служать повітря, газ і твердий діелектрик.

В електричних мережах застосовуються також і автотрансформатори. У них первинна і вторинна обмотки, на відміну від звичайних силових трансформаторів, поряд з електромагнітної зв'язком сполучені між собою і гальванічно.

Рис. 1. Пристрій силового масляного трансформатора потужністю 1000 — 6300 кВ-А напругою 35 кВ: 1 — бак; 2 — вентиль; 3 — болт заземлення; 4 — термосифонний фільтр; 5 — важіль; 6 — перемикач; 7 — розширювач; 8 — маслоуказатель; 9 — воздухоосушитель; 10 — вихлопна труба; 11 — газове реле; 12 — введення ВН; 13 — привід перемикаючого пристрою; 14 — введення НН; 15 — підйомний рим; 16 — відвід ПН; 17 — остов; 18 — відвід ВН; 19 — ярмовые балки остова (верхня і нижня); 20 — регулювальні відгалуження обмоток ВН; 21 — обмотка ВН (всередині HH); 22 — каток візки

Масляний трансформатор ТМ (рис. 1) складається з магнітопровода з розміщеними на ньому обмотками високої напруги (ВН) і низької напруги (НН), бака і кришки з вводами. Висновки обмоток ВН і НН, ізолятори змонтовані на кришці, яка кріпиться до баку болтами і ущільнюється прокладкою з маслостійкої гуми. На кришці також розташовані ковпак приводу перемикача і розширювач. Для переміщення при монтажі і ремонті трансформатор забезпечений сталевими катками.

Магнітопровід набирають з ізольованих між собою (для зменшення втрат від вихрових струмів) листів холоднокатаної електротехнічної сталі товщиною 0,35 - 0,5 мм. В якості ізоляції між листової найчастіше застосовують лаки, які після нанесення на метал і запікання утворюють плівку з високими ізоляційними властивостями, механічно міцний і маслостойкую.

Обмотки виконують з мідного або алюмінієвого дроту круглого або прямокутного перерізу. В якості ізоляції проводів використовують телефонну або кабельну папір і бавовняну пряжу.

Перемикач служить для зміни числа витків первинної обмотки, а, отже, коефіцієнта трансформації при регулюванні певних межах вторинної напруги трансформатора. Так, трансформатори потужністю до 1000 кВ-А мають три ступені регулювання напруги в межах ±5%, трансформатори потужністю понад 1600 кВ-А — п'ять ступенів регулювання в тих же межах.

У баку трансформатора знаходяться магнітопровід з обмотками та трансформаторне масло. Трансформатори невеликої потужності мають гладкостінні баки, у трансформаторах потужністю більше 40 кВ-А до баку приварюють циркуляційні труби в один або кілька рядів (трубчасті баки). Існують також ребристі баки (з вертикальними ребрами для охолодження повітрям). Трансформатори великої потужності забезпечують знімними радіаторами. В верхній частині бака приварені гаки для підйому трансформатора, а внизу бак має болт для заземлення і маслосливной кран.

Розширювач являє собою зварний сталевий циліндр, закріплений на кронштейнах і з'єднаний з баком патрубком. Рівень масла в розширнику контролюється покажчиком рівня у вигляді трубки або прозорою вставки. У верхній частині розширювача є отвір для заливання масла, яке закривається пробкою з різьбленням. Для вільної циркуляції повітря встановлена дихальна труба, нижній торець якої захищений кришкою з отвором і сіткою. Разом з повітрям в розширювач (а отже, і в масло) можуть потрапляти частинки пилу і бруду, а також пари вологи, які конденсуються на його стінках. Для видалення забрудненого масла і вологи є відстійник з пробкою. Температуру масла в трансформаторі контролюють ртутним термометром або термометричним сигналізатором.

Сухий трансформатор складається з магнітопровода, обмоток ВН і НН, укладених в захисний кожух.

Трифазні трансформатори виконуються з різними схемами і групами з'єднання обмоток (рис. 2). Групою з'єднання називають кутове зміщення векторів лінійних напруг обмотки НН по відношенню до векторів відповідних лінійних напруги обмотки ВН. Група з'єднання позначається числом, яке, будучи помноженим на 30° (кутове зміщення, прийняте за одиницю), дає кут відставання в градусах; число 11 означає відставання 330°, а 0 або 12 — відставання 0° (вектори лінійних напруг обмоток ВН і НН збігаються). Якщо напрямок вектора лінійного напруги обмотки ВН прийняти за напрям хвилинної стрілки годинника, а напрямок вектора лінійного напруги обмотки НН — за напрям годинникової стрілки, то група 0 (за старим стандартом ця група позначалася цифрою 12) буде відповідати збігом стрілок — дванадцяти годин.

Для зменшення втрат трансформатори включають на паралельну роботу, коли їх однойменні висновки на первинній та вторинній сторонах з'єднані між собою. При цьому необхідно дотримувати наступні умови: однакові групи з'єднання обмоток, рівність коефіцієнтів трансформації і напруг короткого замикання. Напруга короткого замикання трансформатора — це напруга (у відсотках номінального), яку необхідно подати на одну з обмоток, щоб по ній проходив струм, що відповідає номінальній потужності, при замкнутому накоротко другій обмотці. Не рекомендується паралельна робота трансформаторів, якщо відношення номінальних потужностей більш 3:1.

В електроустановках крім силових застосовуються вимірювальні трансформатори: трансформатори струму і трансформатори напруги.

Трансформатор струму (ТТ) призначений для зниження струму первинної лінії до значення, при якому найбільш доцільно здійснювати харчування (підключення) відповідних вимірювальних приладів, пристроїв релейного захисту, автоматики, сигналізації і управління. Наявність ТТ дозволяє встановлювати вимірювальні прилади на значних відстанях від контрольованих ліній.

Трансформатори напруги (ТН) схожі на силові трансформатори призначені для живлення ланцюгів напруги різних вимірювальних приладів і реле (рис. 3).

При ремонті трансформаторів необхідно особливу увагу приділяти ізоляційних робіт, так як надійність трансформаторів в експлуатації визначається в основному якістю ізоляції.

Рис.3 Схема увімкнення в мережу трансформатора напруги ТН

Найбільш часто в трансформаторах пошкоджуються обмотки ВН, рідше ПН. Пошкодження в основному відбуваються із-за зниження електричних властивостей ізоляції на якому-небудь ділянці обмотки, в результаті чого настає електричний пробій ізоляції між витками і їх замикання, що приводити до виходу трансформатора з ладу.

Пошкодження зовнішніх деталей трансформатора (розширювача, бака, арматури, вводів, пробивного запобіжника) можна виявити при уважному огляді, а внутрішніх — в результаті випробувань.

Спочатку трансформатор очищають від бруду, а потім уважно оглядають його ззовні з метою виявлення зовнішніх несправностей: тріщин у армировочных швах, сколів порцеляни вводів, порушень зварних швів і протікання масла з фланцевих з'єднань, механічних пошкоджень циркуляційних труб, розширювача та інших деталей. Виявлені несправності записують в дефектировочные карти.

Перед розбиранням з трансформатора зливають (частково або повністю) масло. Частково (до рівня верхнього ярма магнітопроводу) масло зливають, якщо ремонтні роботи виконуються без підйому активної частини трансформатора (наприклад, при заміні вводів, ремонті контактів перемикача) або з її підйомом, але на час, що не перевищує допустимий час перебування обмоток трансформатора без масла. Повністю масло зливають, якщо необхідна сушіння активної частини трансформатора або у випадках, що вимагають заміни пошкоджених обмоток або заміни масла при його непридатності для подальшого використання за забруднення і зволоження.

Послідовність розбирання трансформатора залежить від його конструкції. Розглянемо основні операції розбирання і ремонту трансформаторів великого діапазону потужностей і різного конструктивного виконання.

Розбирання починають з демонтажу газового реле, запобіжної труби, термометра, розширювача та інших пристроїв та деталей, розташованих на кришці трансформатора. При демонтажі газового реле під нього підкладають дерев'яну планку шириною 200 мм або гумову пластину товщиною близько 10 мм Потім відвертають болти кріплення (притримуючи реле рукою) і, переміщаючи корпус реле паралельно фланців, знімають його. Отвори реле закривають листами фанери або картону і закріплюють звільнилися болтами. Реле акуратно кладуть на стелаж або передають у електролабораторії для випробувань та ремонту.

Розширювач демонтують у наступному порядку: знімають з нього маслопровід з краном, скло маслоуказателя закривають тимчасовим щитком з фанери, прив'язавши його до арматури маслоуказателя мотузками; стропят розширювач пеньковим або сталевим стропом (залежно від маси) і відвертають кріпильні болти; встановлюють похило дві дошки і по них опускають розширювач на підлогу; закривають отвори в кришці і розширнику тимчасовими фланцями з листової гуми, фанери або картону щоб уникнути попадання в них бруду і вологи.

Далі демонтують кришку трансформатора, при цьому вивільнені болти укомплектовують шайбами і гайками, змочують гасом і зберігають у металевій тарі до складання.

Для підйому активної частини трансформатора застосовують спеціальні пристосування і стропи, розраховані на масу вантажу, що піднімається та пройшли необхідні випробування. При підйомі активної частини трансформатора з вводами, розташованими на стінках бака, спочатку від'єднують відводи, демонтують вводи і тільки потім піднімають активну частину. При цьому, коли кришка буде піднята над баком на 200 - 250 мм, підйом тимчасово припиняють, щоб переконатися у відсутності перекосу жене активної частини, який може призвести до пошкодження обмоток. Якщо виявиться перекіс, активну частину опускають на дно бака і знову піднімають тільки після його ліквідації. На початку підйому рекомендується переконатися в справності вантажопідйомного механізму, для чого необхідно підняти активну частину на 50 - 200 мм над рівнем дна бака і тримати її на вазі протягом 3-5 хв, потім продовжити підйом. Піднявши активну частину над баком не менш ніж на 200 мм, бак видаляють. Стояти під активною частиною або в небезпечній близькості від неї, а також проводити її огляд категорично забороняється.

Активну частину, підняту з бака, встановлюють на міцному помості з дощок або брусків так, щоб забезпечити її стійке вертикальне положення і можливість огляду, перевірки, ремонту.

Продовжуючи розбирання, від'єднують відводи від вводів і перемикача, перевіряють стан ізоляції, армировочных швів введення і контактної системи перемикача (всі несправності записують в дефектировочную карту). Потім відвертають рымы з вертикальних шпильок, знімають кришку і укладають так, щоб не пошкодити виступаючі під кришкою частини; вводи закривають циліндрами з картону або обгортають мішковиною.

Основні операції з демонтажу обмоток виконують у такій послідовності: видаляють вертикальні шпильки, відвертають гайки стяжних болтів і знімають ярмовые балки магнітопровода, пов'язуючи та маючи пакети пластин по порядку, щоб зручніше було їх потім шихтувати. Далі розбирають з'єднання обмоток, видаляють відводи, витягують дерев'яні і картонні деталі расклиновки обмоток ВН і НН і знімають обмотки вручну або за допомогою підйомного механізму (обмотки трансформаторів потужністю 100кВ-А і вище) спочатку ВН, а потім ПН.

При дефектировке обмоток для визначення місць віткових замикань використовують комплект спеціальних приладів. Після дефектировки пошкоджені обмотки доставляють в обмотувальний відділення, а розширювач, перемикач, вводи та інші деталі трансформатора, що потребують ремонту, — у відділення ремонту електромеханічної частини.

При ремонті обмоток з пошкодженою ізоляцією (внаслідок електричного пробою або зносу) доцільно використовувати повторно провід обмоток після його переизолировки. Процес переизолировки полягає в отжигании його в печі (при температурі 550 - 600°С), промивання в гарячій воді і покритті нової ізоляцією на оплеточных верстатах або спеціальними пристосуваннями на звичайному токарному верстаті. В якості ізоляційних матеріалів застосовують бавовняну (шовкову, скляну, з хімічних волокон) пряжу високих номерів (Л-» 60 і більше), стрічки з кабельної або телефонної паперу шириною 10 - 25 мм, товщиною 0,05 - 0,12 мм При правильному виконанні операцій переизолированный обмотувальний провід за своїми якостями буде рівноцінний новому.

Обмотки, що мають невелику ділянку пошкоджень проводів (або розплавлення вигорання) та ізоляції, в деяких випадках ремонтують тільки часткової перемотуванням. Однак при такому ремонті виникають труднощі з видаленням пошкодженої частини обмотки і намотування нових секцій. Крім того, тривалість роботи трансформаторів з частково перемотаними обмотками в 2 - 3 рази менше, ніж трансформаторів з повністю перемотаними обмотками.

Намотування нових обмоток виконують за зразками пошкоджених обмоток на спеціальних намотувальних верстатах, оснащених шаблонами, натяжними пристроями і стійками з натяжними пристроями для барабанів з обмотувальним проводом. Перед ремонтом, користуючись кресленнями, дефектировочной, маршрутної і технологічної картами, готують необхідні ізоляційні та провідникові матеріали і інвентарні пристосування, а також робочі та вимірювальні інструменти.

При виготовленні, складанні і монтажі обмоток в якості ізоляційних матеріалів застосовують папір (кабельну, телефонну), електротехнічний картон і дерев'яні деталі, а також ізоляційні конструкції з цих матеріалів.

Дріт обмотки зазвичай намотують на паперово-бакелітовий циліндр; кабельну і телефонну папір використовують найчастіше як міжшарової ізоляції, картон — у вигляді прокладок і штампованих або клеєних ізоляційних деталей, а ізоляційні конструкції — як зрівняльну і ярмовую ізоляцію.

Виготовлену обмотку стягують з допомогою круглих сталевих плит і шпильок (щоб обмотка не розсипалася при транспортуванні до місця виконання чергової технологічної операції) і відправляють на сушку. Вона підвищує якість обмотки і тривалість її роботи в результаті видалення вологи з паперової ізоляції, яка різко знижує електричну міцність і термін її служби.

Обмотки на напругу до 35 кВ сушать при температурі до 105 °С у звичайних сушильних камерах з витяжною вентиляцією та електричним або паровим підігрівом, а на напругу 35 кВ і вище — у вакуумних сушильних камерах.

Після сушіння обмотку стискають за допомогою гідропрес без зняття плит, поки її розмір по осі не досягне необхідного. Потім перевіряють інші розміри обмотки, ліквідують (за допомогою клинів) нахил котушок, обрізають виступаючі частини рейок і клинів, виявляють і ліквідують інші дефекти обмотки, що з'явилися в процесі намотування, сушіння або пресування.

Готову обмотку піддають різним перевіркам і випробуванням з метою визначення її якості.

Потім обмотку направляють в складальне відділення або встановлюють в спеціальну рамку і зберігають в сухому опалювальному приміщенні.

4. Ремонт магнітопроводів

Магнітопроводи вимагають найчастіше часткового ремонту, рідше — ремонту з повним розбиранням та перешихтовкой активної сталі.

Частковий ремонт виконують при невеликих пошкодженнях ізоляційних деталей, ослаблення кріплення ярмовых балок і т. п.

Місця прогару і оплавлення активної сталі зачищають, знімаючи напливи металу карборундовим каменем, насадженим на вал электросверлильной машинки, або вирубуючи зубилом. Потім на цих місцях распрессовывают пластини магнітопровода, відокремлюють зварені пластини, знімають задирки і, очистивши ділянки від залишків старої ізоляції і металевих тирси, ізолюють пластини, прокладаючи між ними листи телефонного або кабельного паперу.

Часто в магнітопроводах бувають повністю пошкоджені паперово-бакелітові трубки, ізолюючі стяжні шпильки від активної сталі. У цих випадках виготовляють нові трубки.

Необхідність ремонту з повним розбиранням та перешихтовкой виникає при таких важких пошкодженнях, як "пожежа сталі". У цьому випадку може вийти з ладу значна частина пластин активної сталі магнітопроводу та ізоляційних деталей. При таких пошкодженнях ремонт магнітопровода складається з наступних основних операцій: підготовка до ремонту; розбирання магнітопровода; очищення і ізоляція пластин; виготовлення ізоляційних деталей; складання.

Перемикаючий пристрій призначений для зміни числа витків первинної (або вторинної) обмотки трансформатора і, отже, коефіцієнта трансформації для регулювання вторинної напруги трансформатора. На рис. 4 приведена принципова електрична схема триступінчастої перемикача (положення перемикача відповідає номінальній напрузі на вторинній обмотці трансформатора).

Рис. 4. Принципова електрична схема триступінчастої перемикача коефіцієнта трансформації трансформатора

Якщо рукоятку перемикача повернути на 120° за годинниковою стрілкою, в первинній обмотці число витків зменшиться, а вторинне напруга збільшиться на 5%. При повороті перемикача у зворотний бік вторинне напруга зменшиться також на 5 %.

При ремонті перемикаючих пристроїв особливу увагу приділяють стану їх контактної системи. Причиною виходу з ладу трансформаторів в десяти випадках зі ста буває несправність перемикаючих пристроїв, зокрема пошкодження їх контактів. Несправності в контактній системі перемикаючого пристрою: недостатня щільність прилягання рухомих контактів до нерухомим; ослаблення з'єднань регулювальних відводів до контактів перемикаючого пристрою; порушення міцності з'єднань відводів з обмоткою та ін. Ці несправності викликають підвищені місцеві нагрівання, часто призводять до виходу трансформатора з ладу.

У трансформаторах застосовуються перемикаючі пристрої ПБЗ (перемикання без збудження) і РПН (регулювання під навантаженням).

Рис. 5. Перемикач ТПСУ: Рис. 6. Контактна система перемикача ПБЗ типу ТПСУ

1 — нерухомий контакт; 2 — рухомий сегментний контакт; 3, 4 — паперово-бакелітові трубка і циліндр; 5 — болт; 6 — кришка бака трансформатора; 7 — металевий фланець; 8 — стопорний болт; 9 — ковпак приводу

Більшість силових трансформаторів виконується з пристроєм ПБЗ різних конструкцій, проте основним їх елементом є система рухомих і нерухомих контактів. Наприклад, у трансформаторах напругою 6 або 10 кВ застосовують перемикач ПБЗ типу ТПСУ (рис. 5). Робоче положення перемикача фіксується стопорним болтом, який необхідно відкрутити, перед тим як повернути перемикач. На фланці перемикача цифрами позначені положення, а на ковпаку є стрілка, що показує положення контактної системи. На рис. 6 наведена контактна система перемикача ПБЗ типу ТПСУ. На паперово-бакелитовом циліндрі 1 закріплені нерухомі контакти 3 болтами 2 для підключення відводів. Рухливі контакти 5 сегментного типу встановлені на валу 4 і притиснуті пружинами до нерухомих контактів. Нижній валик б, вал 4 і контакти (сегменти) 5 приводяться в дію (повертаються) за допомогою рукоятки ковпака.

Перемикальні пристрої РПН виконуються з струмообмежувальних реакторів, струмообмежуючими опорами і без них. На рис. 7 наведено перемикаючий пристрій РПН з реактором. РПН складається з виборця відводів Ai - А„ обмотки 1, контакторів для відключення струму в ланцюгах перемикаючого пристрою, реактора або опорів, за допомогою яких обмежується струм в перемикається частини обмотки під час перекладу струму навантаження з одного відводу на іншого без розриву ланцюга струму навантаження трансформатора. Крім цього, перемикаючі пристрої можуть мати ручний привід, електричний з кнопками управління або автоматичний, а також елементи автоматики і сигналізації.

Рис. 7. Перемикаючий пристрій РПН з струмообмежувальних реакторів: а — електрична схема однієї фази); б — розташування в трансформаторі пристрою РПН типу РНТ-13-623/35

Електрична схема кожної фази пристрою РПН (рис. 7, а) складається з двох симетричних ланцюгів (виборець з системою рухомих і нерухомих контактів, контактори До і 2 і реактор Р). На схемі показано робоче положення на одному з відгалужень обмотки РВ. При необхідності переходу на іншу ступінь напруги включенням приводу переключаються на відповідні відводи контакти однієї паралельної ланцюга, а потім інший в такій послідовності: розмикається контакт К1 (або К2) контактора, виборець одного ланцюга переходить на потрібний відведення обмотки РВ, після чого контакт контактора замикається (перехід на інший відведення першої паралельної ланцюга завершено). Далі в тій же послідовності здійснюється перехід інший паралельної ланцюга на той самий відведення, на який перейшов виборець першої ланцюга. На цьому цикл переходу з одного відводу на іншого без розриву кола робочого струму закінчується. Реактор в цій схемі обмежує струм у ланцюзі "мосту", коли одна паралельна ланцюг перейшла на наступний відведення, а інша ще знаходиться на попередньому відвід. Робочий струм реактора при цьому не обмежується, так як індуктивний опір реактора практично дорівнює нулю, тому що в кожній половині його обмотки робочі струми, а відповідно і магнітне полі мають протилежний напрямок.

Однофазні виборці 3 (рис. 7, б) і реактор 4 кріпляться на ярмовых балках. Контактна система виборців працює без розриву ланцюга струму, їх контакти не підгорають, тому виборці мають на активної частини трансформатора. Дія контакторів 2 супроводжується розривом струму в паралельних ланцюгах і виникненням дуги, тому контактори розташовують в окремому відсіку, заповненому трансформаторним маслом. Це дозволяє проводити огляд і ремонт контакторів з заміною масла без розтину бака трансформатора.

Ремонт перемикаючого пристрою ПБЗ починають з уважного огляду всіх деталей. Особливу увагу звертають на стан робочих поверхонь рухомих і нерухомих контактів, так як при тривалій роботі контактів в маслі вони покриваються тонкою плівкою жовтуватого кольору, яка збільшує перехідний опір контактів, викликаючи підвищений їх нагрівання і пошкодження. Тому контакти старанно очищають, протираючи технічної серветкою, змоченою в ацетоні або чистому бензині. Підгорілі та оплавлені контакти замінюють новими.

При ремонті перемикаючого пристрою ПБЗ підтягують всі кріпильні деталі, замінюють пошкоджені пружини, ізолюючі деталі і прокладки, перевіряють відсутність заїдань в контактах і збіг робочих поверхонь рухомих контактів з нерухомими, усувають також інші дефекти, оновлюють написи і позначення на перемикачі.

Повністю відремонтований перемикач перевіряють десятьма циклами перемикання по всіх щаблях (цикл — це хід механізму від першого положення до останнього і назад).

Ремонт перемикаючого пристрою РПН значно складніше, ніж перемикача ПБЗ. Крім очищення, промивання, протирання внутрішніх і зовнішніх деталей, виконують додаткові роботи, визначаються конструкцією окремих частин перемикача і наявністю великого числа контактів. Перевіряють стан поверхонь контактів виборця ступенів, контакторів і електричної частини приводного механізму (контактів контролера, реле, кінцевих вимикачів). Контакти всіх елементів перемикаючого пристрою, вкриті кіптявою і злегка оплавлені, зачищають і обпиливают, видаляючи подгары і напливи металу, контакти з металокерамічних покриттям промивають, а сильно пошкоджені — замінюють новими.

В системі приводу можуть бути сверхдопустимые люфти, які усувають підтягуванням кріплень і заміною деталей, що мають розроблені отвори і великий знос, а також регулюванням контактора та виборця.

з<Ц.)

(-5%) 1 5 (+5%)

Рис. 8. Кругова діаграма перемикаючого пристрою на 5 ступенів з регулюванням напруги трансформатора ±2,5% номінального напруги на одному щаблі

Ремонт окремих частин перемикаючого пристрою РПН обумовлений необхідністю їх розбирання і складання. У разі складання та регулювання приводів керуються ризиками, які наносяться на деталі, що з'єднуються, при виготовленні трансформатора на заводі. Помилка в підключенні відводів може стати причиною виходу з ладу перемикаючого пристрою, а отже, і трансформатора. Наприклад, неправильне підключення реактора до контактору, порушує послідовність роботи контактної системи. Щоб уникнути помилок у схемі підключення відводів після складання, регулювання та візуальної перевірки схеми з'єднань будують кругову діаграму (рис. 8), яка показує послідовність дії контактної системи перемикача, а також кути випередження і запізнення при роботі контактів контакторів та виборця.

Побудувавши кругову діаграму послідовності дії контактів виборця і контакторів при прямому і зворотному ходах, за величиною люфту судять про якість складання виборця (якщо люфт менше 16°, збірка вважається задовільною). Потім виконують десять циклів перемикань і якщо дефекти відсутні, вважають, що перемикаючий пристрій відремонтовано задовільно і може бути встановлено на трансформатор.

6. Ремонт вводів

В експлуатації знаходиться велика кількість трансформаторів з армованими вводами для обмоток НН і ВН. Введення трансформатора працюють у важких умовах. У той час, коли частина вводу, що знаходиться всередині бака, нагрівається до 70 °С, інша його частина, що височіє над кришкою, може піддаватися впливу негативної температури (-35 °С і нижче), а також агресивних речовин з атмосфери. На ізоляторах вводів діють атмосферні явища (грозові розряди), в десятки і сотні раз перевищують номінальні напруги трансформатора і навіть випробувальні напруги ізолятора. Найбільш часто в армованих вводах пошкоджуються армировочные шви у місці з'єднання порцелянових ізоляторів з металевими фланцями. Це пояснюється тим, що при впливі на ізолятор змінних температур у швах виникають значні механічні зусилля, зумовлені різними коефіцієнтами розширення фарфору і кераміки. Руйнування швів може викликатися і електродинамічними силами. Вони діють на вводи, якщо через їх стрижні часто проходять струми короткого замикання.

При ремонті трансформатора вводи ретельно оглядають. Якщо на поверхні ізолятора є не більше двох (на одній вертикальній лінії) сколів площею до 1см2 і глибиною до 1мм, дефектні місця промивають, а потім вкривають двома шарами бакелітового лаку, просушуючи кожен шар у сушильній шафі при 50 - 60 °С. Ізолятори з великою кількістю дефектів замінюють новими.

Вводи, армовані шви яких зруйновані не більше ніж на 30% по колу, ремонтують, очищаючи пошкоджені ділянки і заливаючи їх цементуючим складом. При значних руйнуваннях армованого шва введення переармируют. Для цього фасонним зубилом руйнують стару замазку й видаляють її. Якщо замазка не піддається зубилу, її попередньо змочують 5 %-м розчином плавикової або 30%-м розчином соляної кислоти. Роботу з розчинами кислот виконують в захисних окулярах і рукавицях з кислототривкої гуми.

Стару армуючу замазку введення видаляють і шляхом руйнування після попереднього нагрівання. Для цього введення поміщають в термошкаф і протягом 1,5 - 2ч витримують при 450 - 500°С, а потім легкими ударами по фланцю видаляють замазку.

Переармировку введення (рис. 9) виконують наступним чином. Очистивши ізолятор введення від пилу і бруду, а його фланець від залишків старої замазки, збирають enter і встановлюють його вертикально в пристосування, яке складається з сталевої натискної плити товщиною 5 мм, двох вертикальних сталевих шпильок діаметром 10 - 12 мм з гайками та дерев'яної опорної плити завтовшки 40 - 50 мм. Далі готують порцію цементуючою суміші (140 травні. ч. магнезиту, 70 травні. ч. фарфорового порошку і 170 травні. ч. розчину хлорного магнію) і вливають її тонким струменем до повного заповнення простору між ізолятором і фланцем. Після затвердіння замазки (12 - 15 год) введення звільняють з пристосування, очищають від бризок магнезиту і фарбують армований шов нітроемаллю 642 або 1.201. Вводи армують в приміщенні при температурі не нижче 10 °С.

Рис. 9. Ремонт введення трансформатора: а — збірка; б — переармировка; I — ковпачок; 2 — струмопровідний мідний стрижень; 3 — порцеляновий ізолятор; 4 — гумова маслостійке прокладка; 5 — фланець; 6, 7 — гетинаксовая і сталева шайби; 8 — гайка; 9, 11 — натискна і опорна плити; 10 — шпилька

Введення трансформатора повинні бути герметичні, тому переармированный введення відчувають на спеціальному пристосуванні: за допомогою ручного гідравлічного насоса створюють надлишковий тиск (400кПа) трансформаторного масла, підігрітого до 70 °С Тривалість випробування складає 30 хв.

7. Ремонт відводів

У трансформаторах з несправними обмотками часто пошкоджується (частково або повністю) паперово-бакелітова ізоляція відводів (обвуглені окремі місця або вся ізоляція відводів). Видалення пошкодженої ізоляції відводів здійснюється в такій послідовності: від'єднують відвід від перемикача і обмотки; знімають з нього пошкоджену ізоляцію; надягають нову паперово-бакелитовую ізоляційну трубку; з'єднують відвід з обмоткою і введенням або контактом перемикача. Ці роботи виконує зазвичай обмотувальник-ізолювальник. Однак при важких аваріях трансформатора може бути пошкоджена не тільки ізоляція, але і струмопровідний провідник відводу (оплавляється провідник відводу, порушується пайка у місці з'єднання відведення з демпфером). У таких випадках пошкодження усуває електрослюсар, виготовляючи новий відвід або відновлюючи з'єднання відведення з демпфером.

При порушенні з'єднання відведення з демпфером напилком очищають кінці відведення і демпфера від залишків припою, а потім з'єднують пайкою. З'єднання демпфера з шиною відведення може бути виконано і зварюванням.

8. Ремонт бака, кришки, розширювача, термосифонного фільтра і арматури

Баки і кришки трансформаторів пошкоджуються рідко. При ремонті трансформаторів перевіряють стан зварних швів бака, протікає масло з арматури, цілість різьблення кріпильних деталей, наявність і стан ущільнювальних прокладок, кріплення фланця запобіжної труби на кришці, цілісність мембрани запобіжної труби. Помічені несправності усувають. Пошкоджені ділянки зварного шва вирубують зубилом і, очистивши від бруду і масла, зварюють знову; протікання масла в місцях з'єднання циркуляційних труб з баком усувають карбуванням, а з коркового крана — притиранням пробки абразивними порошками; кріпильні деталі (болти, гайки, гвинти) з зірваною різьбою замінюють новими; ущільнювальні гумові прокладки замінюють прокладками з маслостойкой гуми; пошкоджену скляну діафрагму, встановлену на запобіжної трубці, і прокладку, яка втратила пружність, замінюють новими. Внутрішню порожнину запобіжної труби очищають від бруду, протирають ганчірками і промивають чистим трансформаторним маслом. Пошкоджену або втратила еластичність гумову прокладку між фланцем запобіжної труби і кришкою бака замінюють прокладкою, виготовленої з листа маслостойкой гуми товщиною не менше 8 мм

Розширювач, термосифонний фільтр, воздухоосушитель і маслозапорную арматуру розбирають, очищають від мулу і бруду, промивають у трансформаторному маслі, а потім збирають. Покриті іржею поверхні очищають сталевими щітками і фарбують. У фільтрах і воздухоосушителях замінюють силікагель (свіжим або відновленим). Газове реле, термометрический сигналізатор, пробивний запобіжник і інші контрольні та захисні прилади ремонтують у відповідних лабораторіях (електротехнічної, контрольно-вимірювальних приладів та ін).

Відремонтовані і виготовлені складальні одиниці і деталі після перевірок і випробувань надходять у відділення збірки.

9. Сборка трансформаторов

Сборку трансформатора начинают со сборки его основной части — каркаса (остова) магнитопровода. К месту работы доставляют полный комплект изолированных пластин, изоляционных деталей, приспособлений и инструмента и располагают в таком порядке, чтобы при выполнении операций не нужно было делать лишних движений.

Магнитопроводы в зависимости от габаритных размеров собирают на металлических столах, приспособлениях или кантователях.

Пластины собранного магнитопровода неплотно прилегают одна к другой, поэтому его сначала прессуют, устанавливая груз или стягивая пластины временными шпильками, а затем проверяют по всему периметру толщину магнитопровода. Надевают на стяжные шпильки бумажно-бакелитовые трубки, электрокартонные и стальные шайбы, навинчивают гайки и слегка стягивают. Затем устраняют неровности и прессуют магнитопровод до требуемого размера (равномерно закручивая гайки на шпильках). После этого к нижним ярмовым балкам крепят опорные планки. Полностью собранный магнитопровод стропят, поднимают, ставят вертикально на шпалы и устанавливают вертикальные прессующие шпильки.

После выполнения всех операций сборки магнитопровод осматривают, окончательно подтягивают шпильки, измеряют мегаомметром сопротивление изоляции ярмовых балок и шпилек по отношению к активной стали.

Полностью собранный магнитопровод доставляют в обмоточное отделение, где сначала расшихтовывают верхнее ярмо, устанавливают ярмовую изоляцию и изоляционные цилиндры, а затем насаживают обмотки на стержни и шихтуют верхнее ярмо.

При ремонте трансформаторов небольшой мощности в электроремонтном цехе магнитопровод собирают полностью (но без шихтовки верхнего ярма). На стержни такого магнитопровода насаживают обмотки НН и ВН. Изолируют их и только затем шихтуют верхнее ярмо и полностью собирают магнитопровод.

Заключительными операциями первого этапа сборки трансформатора являются сборка и соединение схемы обмоток.

Обмотки современных трансформаторов, применяемых в электроустановках промышленных предприятий, как правило, соединены "звездой" (в редких случаях — "треугольником"). Концы обмоток соединяют пайкой специальными паяльниками. После пайки участки соединений очищают от выступающих частиц припоя, изолируют лакотканью шириной 20 - 25 мм и покрывают лаком ГФ-95.

Для обеспечения высокой электрической прочности изоляции активную часть трансформатора подвергают сушке, в результате которой удаляется влага из его твердой изоляции. Существуют различные способы сушки трансформаторов (например, в специальном шкафу, инфракрасными лучами, методом индукционных потерь, токами короткого замыкания и др.).

После окончания сушки выполняют так называемую "отделку" активной части: подпрессовывают обмотку вертикальными шпильками верхнего и нижнего ярм магнитопровода. Затем проверяют сопротивление изоляции обмоток, стяжных шпилек и ярмовых балок и переходят к операциям второго этапа сборки трансформатора.

При сборке трансформаторов без расширителя, вводы которых расположены на стенках бака, сначала опускают активную часть в бак, устанавливают вводы, присоединяют к ним и переключателю отводы обмоток, а затем размещают крышку на баке.

Крышки трансформаторов мощностью до 560 кВ-А устанавливают на подъемных шпильках магнитопровода и снабжают необходимыми деталями, а более мощных — комплектуют отдельно и закрепляют на подъемных шпильках выемной части или баке. При этом особое внимание обращают на правильность установки уплотняющих прокладок, прочность затяжки гаек, правильность присоединения отводов к вводам и переключателю, уплотнения, исключающих протекание масла.

Активную часть с закрепленной на ней крышкой стропят за подъемные кольца тросами, поднимают краном и медленно опускают в бак, соблюдая меры предосторожности; монтируют крышку, равномерно затягивая болты по всему периметру; на крышке устанавливают кронштейны, на которых крепят расширитель с маслоуказателем; располагают предохранительную трубу; устанавливают реле и пробивной предохранитель.

После сборки трансформатора перед заполнением его маслом еще раз проверяют мегаомметром на 1000 В электрическую прочность изоляции обмоток. Затем трансформатор заполняют до требуемого уровня сухим трансформаторным маслом соответствующей электрической прочности, проверяют герметичность арматуры и установленных на крышке деталей, а также отсутствие течи масла из соединений и сварных швов.

Затем трансформатор подвергают электрическим испытаниям, объем и нормы которых установлены ГОСТом.

10. Очистка и сушка трансформаторного масла

Трансформаторное масло очищают от механических примесей и влаги с помощью специальных аппаратов — центрифуги и фильтр-пресса. Масло проверяют, периодически отбирая пробы из крана на выходном патрубке фильтр-пресса.

Рис. 10. Пристрій цеалитовой установки: I — вентиль; 2 — насос; 3 — електронагрівач масла; 4 — манометри; 5 — фільтр; 6 — адсорбери; 7 — верхній колектор; 8 — кран для випуску повітря, 9 - об'ємний лічильник; 10 — кран для відбору проб і зливу масла; 11 — нижній колектор.

Для підвищення якості та електричної міцності трансформаторне масло сушать в цеолитовой установці (рис. 10). Сушка здійснюється фільтруванням масла через шар молекулярних сит, які перебувають в адсорберах, які заповнені гранульованим цеолітом. Фильтруемое масло підігрівається електронагрівачем.

Сушка в цеолитовой установці досить ефективна, так як тільки за один цикл фільтрування дозволяє збільшити пробивна напруга масла з 8 - 10 до 50 кВ і вище. Таку установку для сушіння трансформаторного масла застосовують на великих ремонтних підприємствах у разі необхідності переробки великої кількості олії.

11. Текущий ремонт силовых трансформаторов

Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов (без подъема магнитопровода) определяется в соответствии с установленными нормами и зависит от их технического состояния.

При текущем ремонте масляного трансформатора его осматривают снаружи и устраняют выявленные дефекты, чистят изоляторы, бак и радиаторы, удаляют грязь из расширителя, доливают масло, проверяют маслоуказатель, спускной кран и уплотнения, надежность контактных соединений, берут пробу масла, проводят испытания и измерения.

В процессе осмотра проверяют герметичность уплотнений. Если она нарушена и имеется течь масла между крышкой и баком или фланцевыми соединениями, то подтягивают гайки. Если же это не помогает, уплотнения заменяют новыми, из маслостойкой резины.

Бак трансформатора и радиаторы очищают от пыли и масла, изоляторы протирают бензином. Удаляют грязь из расширителя и проверяют работу маслоуказателя. При необходимости доливают масло. Необходимо помнить, что температура доливаемого масла должна отличаться от температуры масла в трансформаторе не более чем на 5°С.

Затем проверяют воздухоосушитель. Если индикаторный силикагель имеет розовый цвет, его заменяют новым (голубым). Силикагель для повторного использования восстанавливают путем сушки: индикаторный — при 100 - 120 °С в течение 15 - 20 ч (до ярко-голубого цвета), гранулированный — при 400 - 500 °С в течение 2ч.

Перезарядка термосифонного фильтра выполняется, если кислотное число масла составляет 0,1мг КОН (по результатам испытания пробы масла). Для этого сливают масло из расширителя, снимают крышку фильтра, а затем решетку с силикагелем. Бывший в употреблении силикагель заменяют свежим, сухим. Установив крышку, заливают масло в расширитель, предварительно выпустив воздух из фильтра через пробку на его крышке. Масло доливают до соответствующей отметки на маслоуказателе расширителя в зависимости от температуры масла, которую контролируют термометром, установленным на крышке бака. В корпус оправы термометра также заливают трансформаторное масло.

При текущем ремонте сухого трансформатора необходимо снять кожух и удостовериться в отсутствии механических повреждений обмоток, изоляторов и других частей трансформатора, проверить надежность контактных соединений и заземлений, продуть трансформатор чистым сухим воздухом и протереть изоляторы.

По окончании ремонта замеряют сопротивление изоляции обмоток трансформатора R60" и определяют коэффициент абсорбции (отношение R60" и R15", где R60" — сопротивление изоляции через 60 с, R15" — через 15 с после начала измерения) мегаомметром на 2500 В. Сопротивление изоляции измеряют между каждой обмоткой и корпусом и между обмотками.

12. Ремонт измерительных трансформаторов

Текущий ремонт измерительных трансформаторов начинают с очистки их от пыли и грязи, затем осматривают фарфоровую, эпоксидную или другую изоляцию, проверяют надежность их крепления к конструкции, объем масла в баке и отсутствие течи в уплотнениях и сварных швах. Чтобы устранить течь масла, подтягивают скрепляющие болты. Если это не помогает, ставят новую прокладку из маслостойкой резины. Если масло протекает через сварные швы, трансформатор заменяют новым.

Проверяют надежность соединения трансформатора с контуром заземления, контактные соединения внешних проводов с трансформатором, соединения вторичных обмоток с "землей". При ремонте разборных трансформаторов тока проверяют отсутствие ржавчины на торцах магнитопровода. Для этого отсоединяют проводники, откручивают гайки скрепляющих болтов и разнимают половинки трансформатора. Ржавчину снимают шкуркой, половинки скрепляют болтами, стараясь, чтобы между ними не было воздушного зазора и кабель располагался в центре окна трансформатора.

В трансформаторах измеряют сопротивление изоляции, первичной обмотки — мегаомметром на 2,5 кВ, вторичной — на 1 кВ. Сопротивление изоляции не нормируется, однако для вторичных обмоток трансформатора тока сопротивление, равное 50 - 100 Мом, считается достаточным. Если сопротивление изоляции обмоток менее указанной величины, трансформатор снимают и сушат.

При капитальном ремонте трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН) испытывают повышенным напряжением. При замене трансформаторов в ходе ремонта проводят испытания, проверяют целость их обмоток, а также группы соединения трехфазных и полярность однофазных трансформаторов. Как известно, направление тока в обмотке амперметра переменного тока не оказывает влияния на точность его работы (при любом способе подключения амперметра к ТТ он будет давать правильные показания). В таких же приборах, как ваттметры, счетчики электроэнергии, а также многие устройства релейной защиты, направление тока имеет большое значение. Поэтому обмотки ТТ имеют специальную маркировку, позволяющую правильно подключать его в первичную цепь высокого напряжения и во вторичную измерительную цепь. Так, начало и конец первичной обмотки маркируются соответственно Л1 и Л2 (линия), а начало и конец вторичной обмотки — И1 и И2 (измерительная цепь тока). Выводы ТН маркируют следующим образом: начало и конец первичной обмотки обозначают соответственно А и X, а начало и конец вторичной обмотки — а и х.

Рис. 11. Схема перевірки полярності вимірювального трансформатора: GB — акумулятор; S — рубильник; Р — гальванометр (поляример); w1, w2 — первинна і вторинна обмотки

Цілісність обмоток і правильність їх з'єднання перевіряють мегомметром, а полярність визначають за схемою, показаної на рис. 11. При правильному позначенні висновків стрілка гальванометра (поляриметра) Р в момент замикання рубильника 5 повинна відхилятися вправо. Трансформатори з неправильно вищезазначеними висновками відправляють для перемаркування. При перевірці цілості вторинної обмотки закорочувати первинну обмотку, так як при розімкнутому первинній обмотці в ній буде наводитися електрорушійна сила великої величини, небезпечна як для людини, так і для ізоляції обмотки.

13. Особливості ремонту сухих трансформаторів

При середньому ремонті сухих трансформаторів подпрессовывают обмотки і ярма магнітної системи, підтягують всі кріплення, замінюють або ремонтують ізолятори, вентилятори та їх електропроводку, кожух, затискачі та панель для переключення регульованих відгалуджень, чистять і продувають сухим стисненим повітрям усі частини та вентиляційні канали, вимірюють опір ізоляції обмоток, ярмовых балок, деталей пресування обмоток і стяжки магнітної системи, фарбують кожух, шинні відводи та інші частини, що мають пошкодження антикорозійного покриття, заміряють опір обмотки постійному струму і коефіцієнт трансформації. При вимірі опору ізоляції використовують мегаомметр на 1000В. Опір ізоляції обмоток при 20 - 30 °С для трансформаторів з номінальною напругою до 1 кВ повинна бути не менше 100 МОм, понад 1 до 6кВ — не менше 300 МОм, понад 6кВ — не менше 500 МОм.

При капітальному ремонті перемотують або замінюють обмотки, ремонтують каркас і його магнітну систему, деталі головної ізоляції, переизолируют відводи, сушать, фарбують і запікають лакове покриття обмоток, а також виконують всі роботи, що відносяться до середнього ремонту, включаючи електричні випробування.

Активну частину сухих трансформаторів сушать в шафі або повітродувкою.

14. Випробування силових трансформаторів

Відремонтовані трансформатори проходять контрольні (остаточні) випробування, які повинні підтвердити високу якість виконаного ремонту, відсутність дефектів, відповідність їх характеристик паспортним значенням, а також вимогам Гостів:

• випробування трансформаторного масла;

• визначення коефіцієнта трансформації і групи з'єднання обмоток;

• вимірювання опору обмоток постійному струму;

• вимірювання струмів і втрат холостого ходу і короткого замикання;

• вимірювання опору ізоляції обмоток;

• випробування електричної міцності головною ізоляції підвищеною напругою промислової частоти;

• випробування електричної міцності виткову ізоляцію індукційним напругою.

Випробування трансформаторного масла здійснюють на електричну міцність (пробій та діелектричні втрати). Для цього беруть пробу масла з бака трансформатора в чисту суху скляну посуд не менше 0,5 л) і заливають її у маслопробонный апарат. Через 20 хв (за цей час з олії виходять бульбашки повітря) плавно підвищують напругу, спостерігаючи за стрілкою вольтметра, до пробою. Виконують 6 пробоїв з інтервалом 10 хв. Перший пробій не враховується. Середнє арифметичне пробивної напруги решти п'яти пробоїв приймають за пробивна напруга трансформаторного масла, яке повинно бути не менше 25 кВ для трансформаторів з напругою до 15 кВ включно і не менш 30 кВ — з напругою 15 - 30 кВ.

При ремонті виконують і хімічний аналіз масла, у результаті якого визначають кислотне число, температуру спалаху парів, реакцію водної витяжки, масу зваженого вугілля і механічних домішок. Одночасно перевіряють прозорість олії.

Рис. 12. Схема вимірювання коефіцієнта трансформації за допомогою двох вольтметрів з перемикачами

Коефіцієнт трансформації перевіряють за схемою, наведеною на рис. 12, щоб переконатися в правильності числа витків, складання схеми з'єднання обмоток і підключення відводів до перемикача. Одночасно подають напругу (не менше 2% номінального) на всі фази трифазного трансформатора і всі щаблі напруги, відхилення але фазах не повинна перевищувати 2 %.

При перевірці групи з'єднання визначають правильність з'єднання обмоток і їх відповідність групі.

Вимірювання опору обмоток постійному струму, дозволяє виявити дефекти, допущені при ремонті: обрив паралельних провідників обмоток; низька якість з'єднань паянням; поганий контакт в місці приєднання відводу до перемикача і ін Перераховані дефекти збільшують опір обмоток за рахунок підвищення перехідного опору на дефектних ділянках. Виміряні опору по всіх фазах і східців не повинні відрізнятися більш ніж на 2 %.

Вимірювання струму і втрат холостого ходу проводять для виявлення таких дефектів в магнітної системи трансформатора, які збільшують струм холостого ходу і додаткові втрати, що знижують ККД трансформатора, а в окремих випадках призводять до неприпустимого нагрівання. На обмотку НН подають симетричне напруга частотою 50 Гц при розімкнутій обмотці ВН і плавно збільшують його від нуля до номінального значення. При цьому вимірюють ваттметром потужність, що споживається трансформатором, і амперметрами — лінійні струми.

Допущені при ремонті трансформатора неправильна транспозиція дротів, обрив або надлом одного з паралельних проводів, поганий контакт і застосування проводів заниженого перерізу збільшують омічний опір обмоток і викликають додаткові втрати енергії в них при навантаженні. Перераховані дефекти виявляються шляхом проведення досліду короткого замикання і зіставлення фактичних і розрахункових втрат в обмотках. При досвіді короткого замикання вводи обмоток НН трансформатора замикають між собою, а до вводів обмоток ВН подають таку напругу, при якому в обмотках встановлюються номінальні струми. Вимірювання втрат енергії при досвіді короткого замикання зіставляють з розрахунковими. Якщо вони вище розрахункових, значить в трансформаторі є несправності.

Вимірювання опору ізоляції обмоток здійснюється мегаомметром між обмоткою ВН і баком заземленою обмотці НН, обмоткою НН і баком заземленою обмотки ВН, обмотками ВН і НН, з'єднаними між собою, і баком. Опір ізоляції обмоток трансформатора до 35 кВ вважається задовільним, якщо воно не менше 300 МОм для трансформаторів потужністю до 6300 кВ-А включно і 600 МОм для трансформаторів 10 000 кВ-А і вище.

Випробування електричної міцності головної ізоляції між обмотками різних напруг і кожній з них відносно заземлених частин трансформатора) підвищеним напругою промислової частоти полягає в тому, що від спеціального трансформатора з регульованою напругою подають підвищена напруга (25 кВ для трансформаторів 6 кв, 35 кВ — 10 кВ, 85 кВ — 35 кВ) частотою 50 Гц на досліджувані обмотки трансформатора. Якщо протягом 1 хв з моменту подачі випробувального напруги амперметр не показує збільшення струму, а вольтметр — зменшення напруги і всередині трансформатора немає потріскувань, знижують напругу до нуля і вважають, що трансформатор витримав випробування.

Випробування електричної міцності виткову ізоляцію индуктированным напругою проводять таким чином: до обмотці НН при розімкнутій обмотці ВН і заземленому баку трансформатора подають від генератора випробувальна напруга: 115 % номінального — при магнітопроводі шпилечной конструкції, 130% — при бесшпилечной конструкції. Трансформатор вважається таким, що витримав випробування, якщо протягом 1 хв не спостерігаються стрибки струму, розряди і інші явища, що свідчать про пошкодження ізоляції.

Дата добавления: 2015-08-29