Таблица 4.14 Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла

Сборка трансформатора — одна из самых ответственных работ, она доверяется наиболее квалифицированным рабочим, имеющим большой опыт слесарно-монтажных и такелажных работ.
Сборке предшествует подготовка всех узлов. При индивидуальном ремонте детали и узлы трансформатора не обезличивают, поэтому их доставляют к месту сборки согласно прикрепленным к ним биркам с ремонтным номером собираемого трансформатора. Все детали и узды должны быть отремонтированы, проверены, а при необходимости и испытаны.
На сборочной площадке устанавливают бак. Бак стараются подготовить к моменту, когда заканчивается сушка активной части, если она производится в стационарной печи. Если сушка выполняется в собственном баке, то бак ремонтируют до сушки. Это решают на каждом предприятии, исходя из местных условий. Если активную часть сразу после сушки заливают маслом, она может стоять в масле продолжительное время, ожидая ремонта других узлов трансформатора.
Активную часть перед установкой в бак ревизуют и отделывают.
При сушке активной части после ремонта с заменой обмоток бумажная изоляция «усыхает», т. е. несколько уменьшается в объеме, и прессовка обмоток ослабевает. Поэтому после сушки их обязательно подпрессовывают. Для этого ослабляют стяжные шпильки верхнего ярма магнитопровода, подтягивают гайки вертикальных шпилек и затем затягивают контргайки, а гайки шпилек ярма затягивают и раскернивают. Иногда после этого требуется дополнительная расклиновка.
Подтягивают также и другие резьбовые соединения — крепления отводов, переключателя ответвлений, который сушился вместе с активной частью.
При ревизии активной части проводят некоторые промежуточные испытания.
Измеряют мегомметром сопротивление изоляции обмоток ВН и НН и определяют коэффициент абсорбции R60/R15.
Испытывают приложенным напряжением в течение 1 мин электрическую прочность изоляции стяжных шпилек относительно активной стали и ярмовых балок магнитопровода; испытание проводят постоянным током — мегомметром 2500 В — или от стационарной установки переменным током напряжением 2000 В.
Проверяют мегомметром наличие заземления активной стали и всех ярмовых балок магнитопровода (металлических).
Если активная часть конструктивно связана с крышкой, одновременно с отделкой производят сборку. Устанавливают отремонтированную крышку с вводами и переключающим устройством и подсоединяют отводы. При установке крышки заменяют сальниковую набивку (рисунок 1). Кроме того, проверяют и при надобности регулируют длину каждой шпильки от ярмовой балки до крышки, измеренную при дефектировке, так как в противном случае активная часть будет ненадежно закреплена в баке; при меньшей длине активная часть не достанет до дна бака и «повиснет» на крышке, при большей длине крышка при уплотнении будет коробиться, что недопустимо из-за механических перенапряжений.

1 — подъемное кольцо; 2 — верхняя гайка; 3, 8 — шайбы; 4 — сальниковая набивка; 5 — крышка трансформатора; 6 — подъемная шпилька: 7 — нижняя гайка Рисунок 1 - Уплотнение подъемной шпильки
Активную часть современного или модернизированного трансформатора устанавливают в бак сразу после ревизии, собирают узлы крепления активной части в баке и сразу устанавливают крышку. Если заливку трансформатора маслом производят на сборочной площадке, то можно залить бак маслом до уровня верхнего ярма или реечного переключателя ответвлений.
Уплотнение между крышкой и бортом рамы бака как правило всегда заменяют. Исключение составляют трансформаторы, проработавшие после выпуска с завода или после ремонта сравнительно недолго и попавшие в ремонт после аварии. Резиновое уплотнение допускается использовать в виде длинной полосы, при этом стыки полосы склеивают и размещают между отверстиями рамы бака (рисунок 2).

Рисунок 2 - Соединение концов резиновой прокладки встык
После установки крышки и заливки активной части маслом монтируют все наружные узлы, в том числе и расширитель, а затем уже через пробку в расширителе доливают масло до нормального уровня. Очень часто доливку масла в трансформатор совмещают с контрольным испытанием его на герметичность. Для этого в пробку расширителя или крышки устанавливают трубу с воронкой (рисунок 3), уплотняют ее и заливают маслом. Высота уровня масла в воронке над крышкой составляет для трансформаторов с трубчатыми и гладкими баками 1, 5 м, а с волнистыми и радиаторными — 0, 9 м; высота над верхней точкой расширителя составляет соответственно 0, 6 и 0, 3 м. Предварительно внутреннюю трубу воздухоосушителя сверху уплотняют заглушкой. Такой уровень масла выдерживают в течение 3 ч. Если за это время не обнаруживаются просачивания и утечки масла, то бак считают выдержавшим испытание. Если возникшие течи удалось устранить подтяжкой уплотнений, то с этого момента выдерживают этот уровень масла 3 ч и на этом испытание заканчивают. Заглушку из воздухоосушителя вынимают и через сливную пробку сливают излишки масла до нормального уровня в расширителе. При этом наблюдают за работой маслоуказателя. Если он исправен и сообщается с расширителем обоими патрубками, то уровень масла в стекле понижается плавно, без срывов и всплесков.

Рисунок 3 - Испытание трансформатора на герметичность
Сорбент в воздухоосушитель при сборке трансформатора на электроремонтном предприятии засыпать не рекомендуется. Трансформатору предстоит транспортировка на место установки, при которой масло все равно попадет вовнутрь воздухоосушителя и находящийся там сорбент будет испорчен. Поэтому высушенный и подготовленный к засыпке в воздухоосушитель сорбент как основной, так и индикаторный следует упаковать в герметичную тару (полиэтиленовый мешок) и отправить заказчику с тем, чтобы он был засыпан после установки трансформатора на подстанции перед включением последнего в сеть.

Осмотр измерительных трансформаторов производится без снятия напряжения ежедневно — на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом и в сроки, утвержденные главным инженером ЭЧ, на подстанциях без обслуживающего персонала, но не реже одного раза в 10 дней.

Текущий ремонт трансформаторов выполняется 1 раз в 3 года. Капитальный ремонт— по результатам испытаний и состоянию, а испытания проводятся 1 раз в 6 лет.

Во время осмотра тщательно проверяют состояние втулок выводов и их глазурованной поверхности, армировку изоляторов и их крепление на крышке; отсутствие течи масла из кожуха и из-под фланцев выходных изоляторов; состояние заземлений.

При осмотре измерительных трансформаторов напряжения (ТН), работающих в схемах контроля изоляции, можно определить признаки и вероятные причины их неисправностей по приборам, находящимся на пульте. Например, если напряжение на одной из фаз имеет нормальное значение, а на двух других — вдвое меньше, то возможен обрыв одной фазы обмотки ВН трансформатора или перегорания одного из предохранителей на стороне ВН.

При таком же значении напряжения на одной из фаз и равной нулю или значительно меньшем половины нормального на двух других — возможен обрыв одной из фаз обмотки НН; разрыв или нарушение контакта в одном из соединительных проводов; перегорание предохранителя одной из фаз НН.

Если же напряжения двух фаз имеют нормальное значение, а третье в V3 раз больше нормального (в схеме 3 однофазных трансформаторов, включенных открытым треугольником), то один из них неправильно включен в сеть или у него неправильно размечены зажимы после ремонта.

Рис. 4. 35. Проверка полярности трансформаторов тока

Проверку полярности трансформаторов тока (ТТ) проводят по схеме, приведенной на рис. 4. 35. Неодинаковые отклонения стрелки миллиамперметра при проверке трехфазного трансформатора свидетельствуют о неправильном соединении его обмоток и необходимости ремонта.

Текущий ремонт ТТ на напряжение 35—110 кВ сводится к наружному осмотру с проверкой состояния заземления, контактных соединений, уплотнений, маслоуказательного устройства и сливного крана, а также к чистке фарфоровой изоляции и отбору пробы масла. При ремонте масляных ТН, кроме указанных выше операций, производят осмотр, зачистку и смазку предохранителей и чистку кожуха трансформатора.

Сухие ТН с литой изоляцией типа ЗНОЛ-35БУХЛ1 в процессе эксплуатации очищают от пыли, осматривают литую поверхность (отсутствие сколов и трещин) и подтягивают крепление присоединений. В объем испытаний сухих ТН входит измерение тока холостого хода, сопротивления изоляции мегаомметром на 1000 В, а также испытание электрической прочности изоляции повышенным напряжением. Сухие измерительные трансформаторы просты в обслуживании и не требуют ремонта. Если в результате проверок обнаруживаются какие-либо неисправности, препятствующие дальнейшей эксплуатации, то трансформаторы просто заменяют.

Перед испытаниями ТТ и ТН осматривают, причем осмотр проводится со снятием напряжения. При этом проверяют наличие заводской маркировки выводов обмоток, а также таблички на корпусе. Закрашенные или нарушенные обозначения восстанавливают. Визуально определяют правильность включения первичных обмоток проходных ТТ и монтажа (в соответствии с надписями «верх», «низ») встроенных и шинных; крепления выводов на них, а также на клеммных сборках. Проверяют выполнение заземления вторичных обмоток ТТ. При этом обращают особое внимание на заземление электрически связанных между собой ТТ, которые должны иметь одно единое заземление на клемной сборке, а также заземление ТТ дифференциальной защиты. Визуально определяют исправность изоляции и проводов цепей тока и напряжения в пределах камеры.

Сопротивление изоляции ТТ и ТН измеряют мегаомметром в следующей последовательности: обмотки трансформатора—корпус; обмотки ВН — обмотки НН; жилы проводов от выводов до сборного клеммника на камере относительно земли и между собой; жилы кабеля от камеры распределительного устройства до зажимов панели защиты относительно земли и между собой.

Если напряжение первичной обмотки трансформаторов выше 1000 В, используют мегаомметр на 2500 В; вторичные обмотки, а также первичные до 1000 В проверяют мегаомметром на 500—1000 В. Результаты измерений сравниваются с предыдущими. В случае снижения сопротивления изоляции выясняют причины и устраняют их. В заключение измеряют сопротивление изоляции цепей всего присоединения относительно земли, минимальное значение которого должно быть не ниже 1 МОм. Кроме того, 1 раз в два года изоляцию вторичных обмоток ТТ и ТН испытывают повышенным напряжением 1000В.

Проверку коэффициента трансформации или определение погрешности проводят при первом включении. В процессе эксплуатации коэффициент трансформации измеряют при полной проверке защиты, если обнаружено отклонение характеристики холосто-

го хода более чем на 20 % от заводской. Коэффициент трансформации многообмоточных трансформаторов проверяют для всех вторичных обмоток на одной (максимальной) отпайке, при этом остальные вторичные обмотки должны быть закорочены.

При измерении определяют истинный коэффициент трансформации К_т как отношение токов в первичной и вторичной обмотках. Разница между номинальным К_н и истинным К_т коэффициентами трансформации характеризуется токовой погрешностью,

которая не должна превышать величины, допустимой для данного

класса обмотки.

В качестве источника питания при проверке коэффициента трансформации всех ТТ и ТН с /_н до 1000 А можно использовать блок К-501, аппараты типа АТТ-5, АТТ-6 или АТТД-2.

Измерение тангенса угла д и электрических потерь tg 6 изоляции обмоток проводят у измерительных трансформаторов напряжения 35 кВ и выше, у которых оба вывода первичной обмотки рассчитаны на номинальное напряжение; у ТТ всех напряжений с основной изоляцией, выполненной из бумаги, бакелита или битуминозных материалов, а также у ТТ марки ТФН и ТФЗН — при неудовлетворительных показателях качества масла. При этом обращают внимание на характер изменения tg 6 и емкости с течением времени.

Трансформаторное масло испытывают только у трансформаторов 35 кВ и выше, при напряжении ниже 35 кВ пробу не отбирают, а полностью заменяют его, если оно не удовлетворяет нормативам профилактических испытаний (табл. 4. 14).

По пункту 6 испытывается только масло ТТ, которое имеет повышенное значение сопротивления изоляции.

Характеристику намагничивания £ ₂ =. /(/02) трансформаторов тока в зависимости от номинального тока (при номинальной частоте и синусоидальной форме напряжения) определяют по схемам, приведенным на рис. 4. 36, с помощью приборов К-501 и К-500. По схеме 4. 36, а измеряют ток в первичной обмотке, а ЭДС — во вторичной; по схеме 4. 36, б — наоборот. В обоих случаях измеренные значения тока и ЭДС приводят к одному и

Таблица 4. 14 Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла

№ п/п	Наименование	Значение
	Наименьшее пробивное напряжение, определяемое в стандартном маслопробойном аппарате для трансформаторов, аппаратов и вводов на напряжение, кВ: до 15 от 15 до 35 от 60 до 220	20 кВ 25 кВ 35 кВ
	Содержание механических примесей (при визуальном осмотре) Содержание взвешенного угля (определяется только для масляных выключателей), не более	1 балл
	Кислотное число, не более	0, 25 мг КОН
	Содержание водорастворимых кислот и щелочей: для трансформаторов мощностью более 630 кВ • А и масло-наполненных герметичных вводов для негерметичных вводов для трансформаторов мощностью до 630 кВ • А	0, 014мг КОН 0, 03 мг КОН Не определяется
	Снижение температуры вспышки по сравнению с предыдущим анализом, не более	5° С
	Тангенс угла диэлектрических потерь при 70" С, не более	7%

Рис. 4. 36. Схемы испытания (а; б; в) и характеристика холостого хода трансформатора тока (г): 6, 7, 17, 18 — клеммы приборов К-501 иК-500

тому же числу витков, чаще всего к числу витков вторичной обмотки. При большом коэффициенте трансформации испытания проводят по упрощенной схеме рис. 4. 36, в. Однако при этом вольтметр измеряет не ЭДС, а суммарную величину — ЭДС плюс падение напряжения на активном и индуктивном сопротивлении вторичной обмотки трансформатора тока. Характеристика, построенная в результате измерений по такой схеме будет располагаться выше истинной, особенно в зоне глубокого насыщения сердечника. Поэтому испытание по упрощенной схеме можно проводить только в тех случаях, когда полное сопротивление цепи намагничивания больше полного сопротивления вторичной обмотки.

Ток намагничивания измеряют приборами, реагирующими на действующее значение тока (например, электромагнитными), а ЭДС — вольтметром, реагирующим на действующее либо среднее выпрямленное напряжение, но проградуированным в действующих значениях синусоидального напряжения. При первом включении снимают 10—15 точек характеристики, изменяя ток от нулевого значения до номинального, при последующих плановых проверках — 5 или 8 точек. Полученную характеристику холостого хода (рис. 4. 36, г) сравнивают с паспортной, отличие более чем на 20% указывает на наличие неисправностей (межвитковое замыкание, повреждение магнитопровода и т. п. ).

По окончании испытания трансформаторов тока и напряжения присоединяют все провода согласно маркировке и подтягивают контакты на шинах. После включения под напряжение у ТН проверяют чередование фаз с помощью фазоуказателя.