Технология ремонта и технического обслуживания электрических сетей (стр. 11 )

Чистка изоляторов. При интенсивном загрязнении изоляторов изолирующих подвесок (солевыми отложениями, уносами промышленных предприятий) рекомендуется производить периодическую чистку изоляции.

Сроки периодической чистки изоляторов должны устанавливаться главным инженером ПЭС в зависимости от интенсивности и характера загрязнения, а также атмосферных условий.

Чистка изоляторов может производиться: вручную при снятом напряжении или путем обмыва изоляторов непрерывной струей воды под напряжением или при снятом с ВЛ напряжении.

Обмыв изоляторов производится непрерывной струей воды сопротивлением не ниже 700 Ом • см (удельной проводимостью не выше 1430 мкСм/см). Обмыв изоляторов¹ должен производиться установками, обеспечивающими необходимые параметры струи воды.

Перечень технологических карт на техническое обслуживание и ремонт ВЛ приведен в табл. 4.36.

________

1 Типовая инструкция по обмыву изоляторов ВЛ до 500 кВ включительно под напряжением непрерывной струей воды. (М.: СПО «Союзтехэнерго», 1982.)

4.2. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ 6 кВ И ВЫШЕ

Основные положения. Поддержание трансформаторов электрических сетей в должном техническом состоянии осуществляется путем планомерно проводимых технических и организационных мероприятий, т. е. системой планово-предупредительного ремонта (ППР), включающей работы по уходу, межремонтному обслуживанию, проведению текущих и капитальных ремонтов [4.1].

По объему работ ремонты разделяются на:

техническое обслуживание - мелкий ремонт, не требующий отключения трансформатора; текущий ремонт - ремонт отключенного трансформатора без его вскрытия и выемки активной части из бака либо без слива масла из бака трансформатора ниже уровня крышки; капитальный (средний) ремонт по типовой номенклатуре - ремонт без разборки активной части; может включать при необходимости сушку активной части; капитальный ремонт со снятием и установкой обмоток - в зависимости от состояния обмоток их меняют, ремонтируют или оставляют в прежнем исполнении; при необходимости производят также полную переборку пластин остова с их полной или частичной переизолировкой.

Место ремонта трансформаторов (отправка на завод, выполнение непосредственно на подстанциях, имеющих башни с грузоподъемным устройством, или в машинных залах электрических станций) в конкретных случаях, определяется технико-экономическим обоснованием.

Основные требования директивных и нормативных документов по техническому обслуживанию и ремонту трансформаторов.

Техническое обслуживание и ремонты силовых трансформаторов в процессе их эксплуатации должны производиться в соответствии с требованиями действующих директивных документов - ПТЭ, руководящих технических материалов, технологических указаний, инструкций по эксплуатации и ремонту, стандартов, технических условий.

Осмотры трансформаторов без их отключения должны производиться в следующие сроки:

в установке с постоянным дежурным персоналом или с местным персоналом: главных трансформаторов подстанций; основных и резервных трансформаторов собственных нужд и реакторов - 1 раз в сутки; остальных трансформаторов - 1 раз в неделю; в установке без постоянного дежурного персонала - не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных пунктах - не реже 1 раза в 6 мес.

В зависимости от местных условий и состояния трансформаторов указанные сроки могут быть изменены главным инженером энергопредприятия.

Текущие ремонты трансформаторов (без РПН) с их отключением должны производиться в следующие сроки:

главных трансформаторов подстанций, а также основных и резервных трансформаторов собственных нужд - не реже 1 раза в 2 года; трансформаторов, установленных в местах усиленного загрязнения, по местным инструкциям; остальных трансформаторов - по мере необходимости, но не реже 1 раза в 4 года.

Текущие ремонты трансформаторов и автотрансформаторов с РПН проводят ежегодно.

Внеочередной текущий ремонт переключающего устройства трансформатора проводят после определенного количества операций по переключению в соответствии, с указаниями заводских инструкций или по результатам испытаний. Текущие ремонты системы охлаждения Д, ДЦ и Ц должны производиться ежегодно.

Капитальные (средние) ремонты трансформаторов должны производиться:

трансформаторов 110 кВ и выше и мощностью 180 MB/А и более первый раз - не позже чем через 12 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем - по мере необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов. При наличии нескольких трансформаторов, идентичных по конструкции, мощности, напряжению, необходимость их ремонта определяется по результатам ремонта первых образцов (не менее двух) и в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов; остальных трансформаторов - по результатам испытаний и оценки их состояния.

Капитальные ремонты со сменой обмоток трансформаторов 110 кВ и выше мощностью 80 MB А и более должны выполняться только в заводских условиях; в порядке исключения допускается производить ремонт в условиях, приближенных к заводским, с выполнением мероприятий, предусмотренных проектом организации ремонта, утвержденным Главтехуправлением.

Профилактические испытания трансформаторов производятся в следующие сроки:

при текущем ремонте: трансформаторов и автотрансформаторов с РПН - ежегодно; внеочередные испытания устройств РПН - в соответствии с заводскими инструкциями; трансформаторов без РПН (главных трансформаторов подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд) - не реже 1 раза в 2 года; трансформаторов, установленных в местах усиленного загрязнения атмосферы в соответствии с местными инструкциями; остальных трансформаторов - не реже 1 раза в 4 года; при капитальном (среднем) ремонте - в соответствии со сроками (периодичностью) проведения средних ремонтов; между капитальными ремонтами в соответствии с местными инструкциями.

Техническое обслуживание трансформаторов.

При техническом обслуживании трансформаторов в процессе эксплуатации производят осмотры и мелкий ремонт трансформатора, не требующий его остановки и отключения от сети и потребителя, а также текущий ремонт отключенного трансформатора без его вскрытия [4.2].

Периодические осмотры трансформаторов производятся в следующем объеме: проверка состояния фарфоровых изоляторов и покрышек вводов (наличие или отсутствие трещин, сколов фарфора, загрязнений, течи масла через уплотнения), целости и исправности манометров в системе охлаждения, азотной защиты и на герметичных вводах, термосигнализаторов и термометров, маслоуказателей, газовых реле, мембраны выхлопной трубы, положения автоматических отсечных клапанов на трубе к расширителю, состояния индикаторного силикагеля в воздухоосушителях, состояния фланцевых соединений маслопроводов системы охлаждения, бака и всех других составных частей, отсутствия течей масла и механических повреждений на трансформаторе и его составных частях: проверка исправности действия системы охлаждения и нагрева трансформатора по показаниям приборов, уровня масла в расширителе бака и расширителях вводов, давления масла в герметичных вводах, показаний счетчика переключений у трансформаторов, снабженных устройством РПН, отсутствия постороннего шума в трансформаторе; у трансформаторов, имеющих охлаждение с принудительной циркуляцией масла (ДЦ или Ц) - периодический контроль по манометрам давления масла и воды в системе охлаждения.

Текущий ремонт трансформаторов производится в следующем объеме: наружный осмотр и устранение дефектов, поддающихся ликвидации на месте; чистка изоляторов и бака; спуск грязи из расширителя, доливка масла, проверка маслоуказателя; смена сорбента в фильтрах; проверка спускного крана и уплотнений; осмотр и чистка охлаждающих устройств, проверка (замена) подшипников двигателей системы охлаждения и вентиляторов; проверка защит и разрядников на трансформаторах с устройством РПН; проверка мембраны выхлопной трубы, осмотр и проверка вводов; отбор и проверка проб масла; проверка устройств защиты масла от старения и окисления; проведение измерений и испытаний.

У трансформаторов с РПН производятся внеочередные ремонты регулирующего устройства в соответствии с указаниями заводских инструкций. У маслонаполненных негерметизированных вводов при ремонте производится отбор пробы масла, замена масла в масляном затворе, доливка масла, смена сорбента в воздухоосушительном фильтре и измерение при необходимости тангенса угла диэлектрических потерь ввода.

Профилактические испытания трансформаторов проводятся в объеме, установленном в системе ППР электрооборудования.

С целью выявления возникающих дефектов в активной части трансформатора на ранней стадии развития рекомендуется применять анализ растворенных газов в масле с помощью хроматографии.

Очистка и регенерация трансформаторного масла. В процессе эксплуатации трансформаторов производят очистку масла в них с помощью фильтр-пресса, вакуумных сепараторов с применением сорбентов.

При очистке масла под напряжением должны соблюдаться следующие условия:

вакуумный сепаратор или фильтр-пресс к трансформатору присоединяют гибкими шлангами (металлическими или из маслоупорной резины) с надежными соединениями; до начала очистки масла заполняют сухим маслом всю аппаратуру (фильтр-пресс и сепаратор) и маслопроводы; масло должно забираться внизу бака и поступать обратно в бак через расширитель трансформатора; сепаратор (фильтр-пресс) и маслопроводы надежно заземляют; у сепаратора (фильтр-пресса) устанавливают постоянное дежурство персонала; газовую защиту переводят с действием на сигнал, остальные защиты от внутренних повреждений трансформатора переводят с действием на отключение; воздух, скапливающийся в газовом реле при очистке, выпускают периодически сразу после появления сигнала от газового реле; при появлении воздуха в газовом реле, свидетельствующем об имеющихся подсосах воздуха в схеме обработки масла, необходимо прервать процесс обработки масла и устранить неплотности в схеме обработки.

Очистку масла под напряжением проводят и оформляют согласно требованиям ПТБ.

Непрерывную регенерацию осуществляют естественной циркуляцией масла через термосифонный фильтр на основе термосифонного эффекта, а в адсорбционном фильтре - принудительной циркуляцией масла. Фильтры заполняют сорбентом (силикагелем, активной окисью алюминия и др. кроме цеолита).

Сорбент в термосифонном фильтре заменяют в том случае, если в пробе масла, отбираемой не реже 1 раза в 3 года, выявлено увеличение кислотного - числа выше 0,15 мг КОН.

Сорбент в адсорбционном фильтре (в системе ДЦ или Ц) заменяют впервые после 1 года эксплуатации, а затем - если в пробе масла, отбираемой не реже 1 раза в 3 года, выявлено увеличение кислотного числа выше 0,15 мг КОН.

Замена масла во вводах без их демонтажа с трансформатора производится при текущем ремонте методом вытеснения свежим маслом или азотом, заменой масла под вакуумом и т. п. [4.3].

На рис. 4.2 приведена схема замены масла во вводе методом вытеснения, получившим широкое применение в эксплуатации

Рис. 4.2. Схема замены масла методом вытеснения: 1,5 - вентили; 2 - бак с чистым маслом; 3 - маслоуказатель; 4 - воздухоосушительный фильтр; 6 - нагреватель

и выполняемом в следующей последовательности.

Подготовляется емкость для масла, которая должна быть в 3 - 4-раза больше объема масла ввода, снабжена воздухоосушителем на дыхательной трубке и иметь в нижней части штуцер с краном для присоединения шланга. Свежее, удовлетворяющее нормам масло заливается в емкость и подогревается до температуры°С; нагрев масла осуществляется подогревателями, исключающими его окисление; перепад температур масла емкости и ввода не должен превышать 30 °С. Емкость с подогретым маслом располагается выше уровня расширителя ввода.

Заменяется масло в гидравлическом затворе ввода, для чего оно сливается через пробку слива; через дыхательный вывод затвор промывается небольшим количеством масла, закрывается пробка слива и затвор полностью заполняется маслом, отверстие закрывается пробкой с уплотнением; пробка отверстия для выпуска воздуха из расширителя ввода заменяется штуцером с надетым на него шлангом от емкости со свежим маслом, ввод полностью заливается. К маслоотборному устройству ввода подсоединяется шланг с вентилем, связанным со свободной емкостью, открываются запорное устройство маслоотбора и вентили 1 и 5 (см. рис. 4.2) для непрерывного потока масла через ввод. Необходимо следить, чтобы ввод был постоянно заполнен маслом, и не допускать опустошения емкости 2. Через ввод пропускается трехкратный объем масла, перекрываются вентили 5 и 1, а также запорное устройство маслоотбора и снимается шланг

с вентилем. Производится вакуумирование ввода при остаточном давлении не более 1330 Па в течение: 2 ч для вводов 110 кВ, 6 ч - для вводов 220 кВ, 10 ч - для вводов 330 кВ и выше; снимается вакуум. Ввод испытывается гидравлическим давлением. Устанавливается нормальный уровень масла во вводе и гидрозатворе. Взамен глухих пробок у вводов кВ устанавливается дыхательный вывод. У вводов 110-150 кВ дыхательное отверстие оставляется открытым. Отверстие для доливки масла закрывается пробкой с уплотнением. Производится оценка состояния внутренней изоляции вводов - измеряются сопротивление изоляции, tgδ, отбирается проба масла.

Вводы ПО кВ при удовлетворительных результатах измерения могут быть поставлены под напряжение через 30 мин, вводы 220кВ - через 1 ч, вводы кВ - через 2 ч после снятия вакуума. Операция по замене масла, промывке внутренней изоляции вводов является трудоемкой; она может производиться несколько раз в зависимости от степени старения масла.

Текущий ремонт устройств РПН. Текущие ремонты устройств переключения с выводом их из работы проводят совместно с текущими ремонтами трансформаторов не реже 1 раза в год или после определенного числа переключений, указанного в заводской инструкции.

Внеочередные осмотры контакторов переключающих устройств проводят в сроки, указанные в заводской инструкции.

При загрязнении и увлажнении масла контактора, установленного на опорном изоляторе, при текущем ремонте проводят его ревизию. Бак контакторов полностью освобождают от масла, части контактора и бак заполняют чистым сухим маслом. Проводят осмотр, ревизию и смазку элементов привода переключающего устройства.

Масло в баках контакторов заменяют при снижении его пробивного напряжения ниже 25 кВ в контакторах устройств РПН класса напряжения 10 кВ, ниже 30 кВ в устройствах РПН класса напряжения 35 кВ и ниже 35 и 40 кВ в устройствах РПН классов напряжения соответственно 110 и 220 кВ. Замену масла и промывку контактора производят по заводским инструкциям.

Средний ремонт трансформаторов включает организационные и технические мероприятия, вскрытие трансформатора, осмотр и мелкий ремонт активной части, деталей и сборочных единиц трансформатора.

Организация ремонта трансформатора. В подготовку к ремонту трансформатора

входят работы по проверке и комплектованию технической документации, инструмента, приспособлений, оборудования, материалов и ремонтных площадок. В зависимости от вида ремонта, его сложности и особенностей, условий и места проведения определяется объем подготовительных работ и обеспечение ремонта необходимой технической документацией: эксплуатационной, заводской и ремонтной, разрабатываемой ремонтной организацией (проект организации работ, проект реконструкции или модернизации, ППР).

Приемка в ремонт трансформатора оформляется актом. Трансформатор сдают в ремонт полностью в рабочем состоянии со всей технической, ремонтной и эксплуатационной документацией, а также с комплектом необходимых для ремонта запасных частей, деталей, материалов, инвентарной оснастки и оборудования для выполнения ремонта.

Выдача трансформатора из ремонта оформляется актом с передачей заказчику отчетной технической документации, протоколов испытаний и измерений.

Условия пребывания активной части трансформатора на воздухе. Началом осмотра активной части считается: для трансформаторов, транспортируемых с маслом начало слива масла; для трансформаторов, транспортируемых без масла, вскрытие крышки или любой заглушки.

Осмотр активной части или капитальный ремонт считается законченным с момента герметизации бака или начала вакуумирования перед заливкой маслом. Кратковременное вскрытие какой-либо заглушки и установка термометра для измерения температуры при прогреве не учитываются при определении продолжительности пребывания активной части на воздухе.

Вводимые в эксплуатацию трансформаторы до 35 кВ включительно осматриваются в соответствии с действующими заводскими инструкциями. Трансформаторы 35 кВ, проходящие капитальный ремонт, и все трансформаторы кВ при монтаже и капитальном ремонте осматриваются в соответствии с указаниями, приведенными ниже.

Температура активной части в процессе всего периода разгерметизации должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха (на ремонтной площадке) не менее чем на 5°С и во всех случаях должна быть не ниже 10 °С. Если естественные условия окружающей среды не обеспечивают этого требования, то трансформатор перед осмотром следует нагреть. Температура активной части в процессе осмотра определяется любым термометром (кроме ртутного), устанавливаемым на верхнем ярме.

Вскрытие предварительно прогретой активной части трансформатора, должно производиться при устойчивой ясной погоде без осадков.

Продолжительность работ, связанных с разгерметизацией бака, не должна превышать значений, приведенных в табл. 4.37. Если время осмотра превышает указанное в таблице, но не более чем в 2 раза, должна быть проведена контрольная подсушка трансформатора.

При относительной влажности окружающего воздуха более 85% трансформатор допускается осматривать только в закрытом помещении или во временном сооружении (тепляке), где можно создать необходимые условия для осмотра. При осмотре активной части трансформатора с продувкой сухим воздухом от установок типа «Суховей» общая продолжительность работ не должна превышать 100 ч и определяется специальной инструкцией завода-изготовителя.

Основные технологические операции среднего ремонта трансформаторов. При среднем ремонте трансформаторов основные типовые технологические операции выполняют в следующей последовательности [4.4-4.6]: отсоединяют шины и спуски от вводов, силовые и контрольные кабели от двигателей и приборов, заземление трансформатора. Кабели маркируют; проводят тщательный внешний осмотр трансформатора и составляют опись дефектов, подлежащих устранению при ремонте; проверяют изоляционные характеристики трансформатора для последующего сравнения их с показателями после ремонта; сливают из расширителя масло, проверяют при этом работу маслоуказателя и газового реле, перекрывают кран между расширителем и баком; снимают вводы и навесные охладители, сливают масло из бака трансформатора на мм ниже уровня крышки. Перекрывают краны и задвижки между охладителями и баком трансформатора, сливают из охладителей масло, снимают их и вводы с трансформатора, устанавливают заглушки на плоских кранах, задвижках и фланцах трансформатора. При невозможности доставки трансформатора на место ремонта в собранном виде производят демонтаж охладителей и вводов. Заполняют охладители маслом и устанавливают заглушки; наносят разметку на всех рельсах и катках в местах их сопряжения, приподнимают трансформатор домкратами, убирают подкладки и опускают трансформатор на рельсы. Заряжают тросом полиспаст и закрепляют его за якорь и трансформатор, проверяют стыки на крестовинах рельсовых путей. Доставляют трансформатор на ремонтную, площадку со скоростью, не превышающей 8 м/мин, и устанавливают по уровню, выверяя горизонтальность рамы бака;

Таблица 4.37 Продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе

Напряжение трансформатора кВ	Мощность трансформатора MB - A	Допустимая продолжительность, не более, ч, при температуре воздуха выше 00 с	Примечание
Относительная влажность воздуха, %	Ta, ч>Tt, р На 0 С	Прогрев активной части до температуры, 0 С	Применение установки «Суховей»	Слив масла	При температуре воздуха ниже 00 С
До 75	До 85
До 35 включительно 110-220 110-500 110-330 110-750	До 6,3 10 и более До 80 80 и более До 400 100 и более	24 12 12 32 16 32 -	16 8 8 20 12 20 100	- - 5 5 10 5 5	На 10°С выше температуры окружающего воздуха То же На 10°С выше температуры окружающего воздуха 60-80 - - -	- - - Рекомендуется - - Применение обязательно	Полный То же » » » » » » Частичный полный	12 8 8 - - - -	- - При ремонте То же При монтаже То же » »

Примечание: Ta, ч –температура активной части; Tt, р – температура точки росы

испытывают трансформатор на ремонтной площадке; устанавливают по габаритному чертежу трансформатора схемы строповки элементов арматуры, вводов, бака и других составных частей трансформатора; сливают частично масло до уровня мм от верха крышки (верхней части бака); демонтируют газоотводные трубы, краны, задвижки, расширитель, выхлопную трубу, клапаны; устанавливают заглушки; определяют условия вскрытия и допустимую продолжительность пребывания активной части трансформатора на воздухе при осмотре в зависимости от условий окружающей среды; прогревают трансформатор методом постоянного тока или другим методом до температуры верхних слоев масла 60 –80 0С; сливают масло из бака с подсосом воздуха через воздухоосушитель, установленный ранее при частичном сливе масла; снимают высоковольтные маслонаполненные вводы. Герметичные вводы ГБМТ с баками давления снимают вместе с баками, предохраняя соединительную трубку от повреждений и резких изгибов (радиус изгиба должен быть не менее 90 мм); снимают трансформаторы тока с бакелитовыми цилиндрами и устанавливают их нижней частью в емкость с маслом; снимают вводы НН, отсоединив гибкие соединения через специальные люки или, разболтав контактную часть, демонтируют фарфоровые покрышки у разборных вводов (у трансформаторов, активная часть которых связана с крышкой, вводы ВН и НН до вскрытия трансформатора не снимают); ввертывают до упора домкратные винты для фиксации переключающего устройства погружного типа, отсоединяют крепление переключающего устройства от бака трансформатора; производят маркировку отводов, отсоединяют их от переключателей напряжения и закрепляют за активную часть, отсоединяют распорные болты, валы переключающих устройств, предварительно нанеся риски на муфты сцепления; разболчивают крышку трансформатора или верхнюю часть бака, отпуская равномерно болты, начиная с середины боковых сторон; снимают крышку, поднимают активную часть или снимают верхнюю часть бака. Подъем производят в строгом соответствии с указаниями габаритного чертежа, при этом следят за образованием по всему периметру зазора между баком и активной частью; подъем с перекосом запрещается; устанавливают активную часть на деревянных подкладках, выложенных горизонтально по уровню; запрещается производить работы, если активная или верхняя часть бака находится «на весу»; устанавливают временные стеллажи, обеспечивающие удобные и безопасные условия при ревизии активной части и при проведении работ на съемной части бака; измеряют отношение С/С прибором ЕВ-3 или ПКВ-7; проверяют затяжку доступных стяжных шпилек ярм. креплений отводов, барьеров, переключателей и других элементов активной части. Замеченные ослабления устраняют подтяжкой гаек; проверяют затяжку винтов и домкратов осевой прессовки обмоток; на время затяжки домкратов внутренних обмоток в случае необходимости разрешается вывернуть мешающие затяжке прессующие винты наружных обмоток. Эти винты затягивают при прессовке наружных обмоток. Подтягивание винтов и домкратов производят равномерно по всей окружности, затягивают контргайки; проверяют затяжку, подтягивают разъемные соединения отводов, затягивают контргайки; проверяют состояние прессовки остова и при необходимости проводят подпрессовку ярма. Выявляют места перегрева, забоин и шлакообразования. Заменяют дефектную изоляцию стяжных шпилек (полубандажей), восстанавливают в доступных местах разрушенную межлистовую изоляцию пластин активной стали конденсаторной бумагой или бакелитовым лаком. Выправляют забоины и удаляют шлакообразования; осматривают изоляцию доступных частей обмоток, отводов, переключателей, цилиндров, вводов и других изоляционных элементов. Устанавливают наличие следов электрических разрядов, проверяют цвет и механическую прочность изоляции и принимают решение о дальнейшей эксплуатации трансформатора. Замеченные повреждения устраняют; осматривают состояние доступных контактных поверхностей переключателей. удаляют подагры с контактных поверхностей или заменяют контакты; проверяют схему заземления активной части в соответствии с чертежом и производят измерения: сопротивления изоляции стяжных шпилек, бандажей и полубандажей ярм относительно активной стали и ярмовых балок; сопротивления изоляции прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок; сопротивления изоляции ярмовых балок относительно активной стали; сопротивления изоляции электростатических экранов относительно обмоток и активной стали (если предусмотрены конструкцией). Проверяют исправность цепи между заземляющими шинами экранов, устанавливают на место и закрепляют заземление экранов; измеряют отношениеС/С в конце ревизии перед опусканием активной части или установкой верхней части бака; приращения С/С, измеренные в конце и начале ревизии (приведенные к одинаковой температуре), не должны превышать значений, указанных в табл. 4.38; промывают активную часть струей горячего трансформаторного масла, которое должно соответствовать предъявляемым требованиям;

удаляют остатки масла со дна бака.

Таблица 4.38. Наибольшие допустимые значения С/С изоляции обмоток трансформаторов110 кВ и выше без масла

Показатель	Значения С/С %, при температуре обмотки, °С
10	20	30	40	50
С/С Приращение отношений С/С измеренных в начале и в конце ремонта и приведенных к одной температуре	8 3	12 4	18 5	29 8,5	44 13

Примечание. Значения С/С относятся ко всем обмоткам трансформатора.

промывают и очищают доступные внутренние части бака; параллельно с работами на активной части ремонтируют основные наружные составные части трансформатора: крышку, бак, расширитель, предохранительные устройства, вводы, систему охлаждения; опускают активную часть в бак, устанавливают крышку или ставят на место верхнюю часть бака; восстанавливают заземление активной части на бак (если предусмотрено конструкцией), восстанавливают схему отводов; герметизируют разъемы крышки или верхней части бака. Резиновые прокладки уплотнений рекомендуется предварительно приклеивать резиновым клеем к раме разъема. При разделке стыков прокладок концы на длинемм полностью срезают. Середину стыка располагают против одного из болтов. При уплотнении разъемов подтягивают или отпускают болты одновременно по всему периметру, даже если неплотность по разъему разная. Затяжку считают нормальной, когда прокладка зажата на 2/3 первоначальной толщины; устанавливают и уплотняют карманы вводов высокого напряжения; устанавливают на бак и закрепляют трансформаторы тока; устанавливают и закрепляют вводы ВН, подсоединяют отводы к вводам так, чтобы конус изоляции отвода вошел в экран вводной траверсы и стропов различной длины. При установке вводов необходимо предусмотреть меры против их опрокидывания; устанавливают коробки вводов НН и вводы НН, подсоединяют к ним отводы. Установку вводов НН и подсоединение к ним отводов производят после заливки трансформатора маслом до уровня верхних ярмовых балок; устанавливают пофазно изоляционные валы с приводом переключателей в соответствии с маркировкой. Закрепляют привод переключателя и выполняют его герметизацию. Проверяют по таблице, приведенной в чертеже отводов. Особое внимание обращают на согласование положения привода и переключателя; устанавливают на люки и крышки постоянные заглушки и уплотняют их; подготавливают трансформатор к вакуумированию. Устанавливают на бак задвижки и краны, временный маслоуказатель, подсоединяют трубопроводы временной масло вакуумной системы; проверяют бак трансформатора на натекание, для чего включают вакуумный насос, открывают вентиль вакуум провода на крышке бака трансформатора и равномерно ступенями по 0,013 МПа через каждые 15 мин устанавливают в баке вакуум с остаточным давлением 0,001 МПа. Закрывают вентиль вакуум провода на крышке трансформатора. Трансформатор считается герметичным, если абсолютное давление внутри бака не превышает 0,003 МПа; вакуумируют и заливают маслом (табл. 4.39). Вакуумирование бака разрешается выполнять при установленных вводах или усиленных заглушках на патрубках, карманах, коробках вводов и т. д. Трансформаторы до 35 кВ включительно и трансформаторы 110кВ, баки которых не рассчитаны на полный вакуум, заполняют без вакуумирования при атмосферном давлении с помощью центрифуги, фильтр-пресса или цеолитовой установки маслом с температурой не ниже 10°С до уровня несколько выше верхнего ярма; устанавливают расширитель, выхлопную трубу и газоотводящую систему, собирают и подсоединяют навесные охладители, термосифонные фильтры, присоединяют к расширителю воздухоосушитель и трубопровод для доливки масла; устанавливают приборы газовой защиты и сигнализации. Собирают и подсоединяют систему масляной защиты к расширителю; доливают трансформаторы и заполняют маслом системы охлаждения через расширитель со скоростью не более 4 т/ч до уровня максимальной отметки маслоуказателя расширителя; испытывают бак трансформатора на маслоплотность 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. При доливке и испытании избыточным давлением трансформаторов с азотной или пленочной защитой руководствуются указаниями технической документации; испытывают трансформатор; при необходимости подсушивают; перекатывают трансформатор и устанавливают на фундамент так, чтобы крышка имела подъем 1 - 1,5% по направлению к газовому реле, если в сопроводительной документации нет специальных указаний и уклон не предусмотрен конструкцией бака; присоединяют выносную систему охлаждения к трансформатору;

Таблица 4.39. Вакуумирование и заполнение маслом трансформаторов