Разработка методов контроля вибрации тягового трансформатора электровоза ВЛ-80С

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС РЕМОНТА ТЯГОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

3.1 Описание отделения с расстановкой оборудования

В цехе по ремонту трансформаторов проводятся: капитальный ремонт трансформаторов, их реконструкция и модернизация;

средний и текущий ремонт;

изготовление запасных частей для трансформаторов;

ремонт маслонаполненных электрических аппаратов.

Подобно ремонту электрических машин все работы, проводимые в этом цехе, можно разбить на восемь основных видов: предремонтные, разборочно-дефектационные, обмоточные, слесарно-механическис, комплектовочные, сборочные, отделочные и послеремонтные. В соответствии с видами производимых работ в состав ремонтного цеха входят следующие отделения и участки:

склады неисправных и отремонтированных трансформаторов;

испытательный участок;

участок осмотра, разборки и дефектации трансформаторов и маслонаполненных аппаратов; участок чистки и мойки баков;

сварочно-механический участок, на котором проводится и ремонт систем регулирования напряжения;

отделение подготовки масла (масляное хозяйство);

участок ремонта магнитопроводов (сердечников), оборудованный стационарной установкой для лакирования пластин (для специализированных предприятий с большим объемом работ);

отделение по ремонту и изготовлению обмоток;

сушильно-пропиточное отделение;

склад комплектующих изделий и инструментов;

сборочный участок;

участок заливки трансформаторов маслом;

испытательная станция;

участок окраски баков.

Поступающие в ремонт трансформаторы весьма разнообразны по мощности, габаритам, напряжению и конструктивному исполнению, в большинстве случаев используется индивидуальный метол ремонта по технологии заводов--изготовителей трансформаторов.

Особенностью цеха по ремонту трансформаторов (типовая схема ремонта представлена на рис. 3.3) является наличие масляного хозяйства и значительный объем работ по подготовке масла. При ремонте масло либо восстанавливают, либо заменяют на новое. Для этого необходимо иметь достаточное количество масла и емкостей для его хранения, а в цехе должны быть проложены маслопроводы и установлена маслоочистительная аппаратура. Трансформаторное масло является горючим материалом, поэтому особое внимание необходимо уделять пожарной безопасности центральная электротехническая лаборатория. В состав этой лаборатории входят следующие подразделения:

Лаборатория электрических измерений, в которой осуществляется ремонт и поверка практически всех используемых электроизмерительных приборов и их проверка на месте установки. Она же проводит контроль за эксплуатацией электроизмерительных приборов на месте установки.

Лаборатория электротехнических испытаний, в которой проводятся послеремонтные и эксплуатационные испытания трансформаторов и высоковольтных двигателей, реакторов и вентильных разрядников, профилактические испытания изоляции высоковольтных аппаратов, комплексных распределительных устройств ₍-высоковольтных кабельных линий. Здесь же проводятся испытания всех устройств зашиты электротехнических установок, измерение сопротивления заземляющих устройств и контроль за качеством трансформаторного масла, жидких негорючих диэлектриков и других изоляционных материалов.

Лаборатория электрического привода, в которой исследуются режимы работы электроприводов и проверяется действие их зашит. Кроме того, сотрудники этой лаборатории принимают участие в пусконаладочных работах, разрабатывают и осуществляют мероприятия по внедрению на предприятии новой техники, замене морально устаревшего оборудования и его модернизации. Они же проводят наладку оборудования после ремонта.

Лаборатория промышленной электроники, в которой осуществляется ремонт и наладка электронного оборудования, используемого на предприятии, включая контроль за работой силовых полупроводниковых устройств и систем управления. Здесь же могут проводиться работы по контролю и наладке систем дистанционного управления, сигнализации и измерений, а также по разработке оптимальных режимов контроля и управления.

Лаборатория релейной защиты и автоматики, в которой осуществляется проверка всех видов устройств релейной зашиты и сетевой автоматики, установленных на подстанциях и в распределительной сети предприятия. Здесь разрабатывают программы по вводу новых объектов электроснабжения и ремонту действующих электрических установок, изготавливают и ремонтируют комплектные устройства, используемые для проверок работы оборудования.

В этой лаборатории испытывают новые защитные устройства и проходят поверку установленные на предприятии электроизмерительные приборы и счетчики.

Пусконападочная лаборатория, в которой осуществляется контроль за результатами наладки нового или отремонтированного электрического и электромеханического оборудования, если она проводится сторонними организациями, или самостоятельная наладка этого оборудования, если участие сторонних организаций в наладке не предусмотрено.

Лаборатория режимов электроснабжения, в которой собирают и анализируют данные по работе систем электроснабжения, освещения и электропривода, а также определяют и контролируют рациональные режимы питания цехов предприятия и отдельных крупных энергетических объектов. В этой лаборатории разрабатывают и осуществляют мероприятия по минимизации потерь электрической энергии и оптимальной работе устройств компенсации реактивной мощности.

На предприятиях электротехнического профиля, как правило, воздается лаборатория надежности, в которой собирают и обрабатывают данные по отказам электротехнического оборудования, т также выявляют причины этих отказов.

Кроме рассмотренных задач центральная электротехническая лаборатория контролирует график нагрузки, осуществляет надзор ha правильной и безопасной эксплуатацией всех высоковольтных Остановок предприятия, участвует в составлении и реализации договора электроснабжения с местной электроэнергетической системой.

3.2 Описание технологического процесса ремонта трансформатора

В процессе капитального ремонта с разборкой активной части технология ремонта обмоток и магнитной системы, а также последующая сборка должны быть максимально приближены к заводским. Обязательными для этого вида ремонта является сушка активной части трансформатора и очистка масла. После капитального ремонта в соответствии с ПЭЭП выполняют комплекс испытаний, по результатам которых составляют протокол испытаний, являющийся основным документом отремонтированного трансформатора. При сдаче отремонтированного трансформатора заказчику составляют приемосдаточный акт, в котором перечисляются все выполненные работы и даются рекомендации по использованию трансформатора в части специальных требований (параллельной работы, несимметричных режимов.

3.3 Описание технологического процесса ремонта тягового трансформатора

Перед капитальным ремонтом трансформаторов предварительно проводят ряд организационно-технических мероприятий, которые обеспечивают чёткое выполнение ремонтных работ в кратчайшее сроки и включают: составление документации; подготовку помещения, грузоподъёмных механизмов, оборудования и материалов; проведение необходимых испытаний и т.д. Кроме того, составляют ведомость объёма работ, содержащую перечень и объём ремонтных работ и являющуюся исходным документом для определения трудозатрат, срока ремонта, необходимых материалов и т.д.

Помещение, в котором планируется производить ремонт, должно быть защищено от пыли и атмосферных осадков, оборудовано подъёмными механизмами, электрощитом с подводкой электроэнергии, вентиляцией, должно отвечать противопожарным и санитарным требованиям. В этом помещении размещают бак трансформатора, его активную часть, стеллажи для демонтированных частей и деталей, слесарный верстак, маслоочистительную аппаратуру, материалы и др.

В ряде случаев приходится выполнять ремонт во временно сооружаемых помещениях, а в исключительных ситуациях - на открытых площадках с применением автокранов, электрических лебёдок и других грузоподъёмных устройств.

Для обеспечения безопасности работ подъёмные механизмы к началу ремонта должны быть смонтированы и проверены. Грузоподъёмность подъёмных механизмов, стропов, тросов выбирают в соответствии с массой трансформатора, указанной на его щитке и в техническом паспорте.

При выемке из бака 1 (рис. 3.1, а) активной части 2 трансформатора подъёмные механизмы подвешивают на такую высоту, при которой расстояние Г от крюка до основания трансформатора не меньше суммы расстояний А, Д, Б, В. Размеры А и Б определяют по каталогу или чертежу трансформатора, размер Д принимают равным 100...150 мм, размер В соответствует выбранной длине стропов 3. Аналогичные мероприятия проводят при поднятии съёмной части 4 (рис. 3.1, б).

Рис. 3.1. Трансформатор: а - с поднятой активной частью; б - с поднятой съёмной частью бака; 1 - бак; 2 - активная часть трансформатора; 3 - строп; 4 - съёмная часть

Значительный объём подготовительных работ занимает подготовка масла. Масло и маслоочистительную аппаратуру доставляют ближе к ремонтной площадке, прокладывают маслопроводы, подготавливают ёмкости для слива старого масла, устанавливают и подключают маслоочистительную аппаратуру.

Также должны быть проверены и приведены в порядок пути для перекатки трансформатора в помещение, где будет производиться ремонт. После установки трансформатора для ремонта (до вскрытия бака) определяют изоляционные характеристики (для принятия решения о сушке) и испытывают масло из бака на электрическую прочность.

Приём трансформаторов в ремонт. Не все вышедшие из строя трансформаторы подвергаются ремонту. Не ремонтируют трансформаторы с магнитной системой из горячекатаной стали, оклеенной бумагой (из-за повышенных потерь холостого хода), с практически полностью вышедшей из строя магнитной системой (оплавление пластин, «пожар в стали»), а также со значительным повреждением баков, так как для большого по объёму ремонта баков необходимо специальное оборудование, которым нецелесообразно оснащать электроремонтное предприятие.

При сдаче трансформатора в ремонт заказчик составляет наряд-заказ, в котором указывает область применения трансформатора; условия, в которых он эксплуатировался (характер нагрузок, наличие толчков и перегрузок, загрязнённость воздуха и т. п.); специальные требования; дефекты и неисправности, имевшие место при эксплуатации (течь масла, повышенная температура масла, потери и т.д.); виды и сроки ремонта, которым подвергался трансформатор, с указанием организации, выполнявшей ремонт.

Представители ремонтного предприятия знакомятся с технической и эксплуатационной документацией трансформатора (паспорт, акты об авариях, журналы ремонта, протоколы испытаний и т. п.), осматривают и проводят дефектацию трансформатора. Все сведения они заносят в соответствующие разделы ведомости осмотра и дефектации, после чего окончательно определяют требуемый объём ремонта. При ремонте с заменой обмоток оформляется заказ на поставку новых обмоток с предприятия-изготовителя, если ремонтное предприятие новые обмотки не изготавливает.

После этого проводят тщательный внешний осмотр, составляют опись внешних дефектов, подлежащих устранению при ремонте (течи арматуры, неплотности фланцев, течи в сварных швах, нарушение армировки изоляторов, сколы и трещины на фарфоровых вводах и т.д.); проверяют исправность маслоуказателя и термометра, после чего демонтируют термометр, термометрический сигнализатор, пробивной предохранитель, цепи сигнализации и защиты.

До начала разборки очищают наружную поверхность трансформатора, пользуясь при сильном загрязнении металлическими скребками, щётками и салфетками, смоченными в растворителе. Иногда очищают только крышку, а остальную поверхность очищают в ходе ремонта активной части.

При обнаружении утечек масла в сварных швах, фланцах или других соединениях для более точного определения дефекта сначала создают избыточное давление масла, а затем его полностью или частично сливают.

Если в день демонтажа наружных устройств активную часть из бака не вынимают, масло сливают до уровня верхнего ярма, чтобы изоляция и обмотки оставались в масле. Если ремонт намечено закончить за один приём или выявлена необходимость сушки активной части, то масло сливают полностью через нижний кран бака с помощью насоса. У трансформаторов I и II габаритов масло сливают самотёком. Если масло можно использовать для дальнейшей эксплуатации, его сливают в чистый бак с герметически закрывающейся крышкой. Бракованное масло сливают в ёмкость для грязного масла.

При вскрытии трансформатор устанавливают таким образом, чтобы ось крюка подъёмного механизма проходила через центр тяжести трансформатора. В этом случае при подъёме и опускании активная часть не задевает за стенки бака.

Разборку трансформаторов, на крышке которых смонтированы расширитель, предохранительная труба и другая арматура, производят в следующем порядке: сначала демонтируют газовое реле, затем предохранительную трубу и расширитель. Отверстия реле закрывают временными глухими фланцами, закрепляя их освободившимися болтами. Реле укладывают на стеллаж или сразу отправляют в электротехническую лабораторию для проверки и испытаний. При демонтаже расширителя закрывают стекло маслоуказателя временным щитком из фанеры.

Для предотвращения попадания влаги в бак трансформатора и расширитель все отверстия расширителя и крышки бака закрывают глухими фланцами, используя для уплотнения старые резиновые прокладки. Работы по демонтажу крышки производят осторожно, чтобы не повредить фарфоровые вводы, стёкла маслоуказателя и газового реле. Затем отвинчивают болты, крепящие крышку. После извлечения болтов из отверстий их укомплектовывают шайбами и гайками, укладывают в вёдра или ящики и смачивают керосином.

Дальнейшая последовательность разборки определяется конструктивным исполнением трансформатора. Если активная часть механически связана с крышкой вертикальными шпильками, то отсоединяют разъём крышки от бака и вынимают активную часть из бака вместе с крышкой. Если крышка с активной частью не связана, то демонтируют все элементы, установленные на крышке (съёмные вводы и привод переключателя ответвлений). Снятые фарфоровые изоляторы осматривают, обращая особое внимание на места сопряжения глазурованной поверхности с кулачками, прижимающими изолятор к крышке, проверяют наличие трещин или сколов. Все детали вводов и привода переключателя укладывают на предназначенные для них места. Грузоподъёмным механизмом или вручную поднимают крышку, чтобы токоведущие шпильки вводов и вал переключателя вышли из отверстий. Затем отводят крышку от бака, чтобы грязь с неё не попала внутрь трансформатора.

Наиболее ответственной операцией является строповка и выемка активной части из бака. Для строповки на активной части имеются подъёмные кольца (рымы). У трансформаторов мощностью до 400 кВ*А их два, у трансформаторов большей мощности - четыре. На подъёмные кольца и крюк подъёмного механизма надевают петли стропов, а в отверстия колец вставляют стальные стержни. При строповке активной части, связанной с крышкой, применяют стропы необходимой длины, чтобы шпильки не сгибались (рис, 3.2).

При каждом использовании подъёмного механизма проверяют работу его тормоза и надёжность строповки груза. Активную часть приподнимают над опорной поверхностью на 100...200 мм, несколько минут держат на весу, затем опускают на дно бака и уже затем поднимают до уровня, удобного для промывки активной части над баком.

Перед промывкой активную часть осматривают, обращая внимание на места отложения шлама и загрязнений в обмотках, в охлаждающих каналах и на активной стали. Большие скопления шлама свидетельствуют о наличии перегревов в этих местах. Результаты осмотра записывают в ведомость дефектов.

Рис. 3.2. Подъём активной части трансформатора: а - за кольца; б - за планки

Активную часть промывают струёй тёплого чистого масла из шланга, проведённого от ёмкости, поднятой на высоту около 3 м над полом. Ёмкость, рассчитанная на 30...40 л, наполняется тёплым маслом непосредственно перед промывкой. При этом стараются тщательно промывать масляные каналы обмоток и магнитной системы, а также другие доступные для промывки части трансформатора. После окончания промывки и стока масла активную часть полностью вынимают. Если подъёмное устройство имеет возможность горизонтального перемещения, то активную часть транспортируют на заранее подготовленную площадку и опускают на деревянные бруски, размещённые в поддоне. Если такой возможности нет, то бак отодвигают в сторону и на его место ставят поддон, в который устанавливают активную часть.

3.4 Ремонт активной части трансформатора

Ремонт обмоток. При ремонте проверяют качество прессовки, отсутствие деформации, исправность паек и контактов в местах соединения отводов, а также состояние изоляции обмоток и отводов. Качество изоляции определяется её физико-химическими свойствами: эластичностью, твёрдостью, упругостью, цветом. Изоляцию принято считать пригодной к дальнейшей эксплуатации, если она эластична, не ломается, не даёт трещин при изгибе под углом 90° и имеет светлый цвет.



Рис. 3.3. Подпрессовка обмоток трансформатора ярмовыми балками: 1 - гайки; 2 и 5 - ярмовые балки; 3 - шпильки; 4 - обмотка

В настоящее время для изоляции, не пропитанной лаком, разрабатывается химический метод определения степени её старения, основанный на изменении структуры целлюлозы под воздействием температуры, вибрации и электромагнитных сил.

В процессе эксплуатации трансформаторов происходит ослабление осевой прессовки обмоток, вызванное в основном усадкой бумажной изоляции из-за усыхания. Происходит также уменьшение осевых размеров обмоток и концевой изоляции от действия ударных сил при коротких замыканиях в процессе эксплуатации, а также вследствие некачественной сборки. Ослабленная прессовка обмоток может привести к их разрушению при коротких замыканиях, вызывающих значительные механические усилия. Ослабление прессовки легко обнаруживается при попытке перемещений рукой изоляционных деталей и прокладок (при слабой прессовке они сдвигаются с места). Для устранения этого дефекта в трансформаторах до III габарита обмотки 4 (рис. 3.3) подпрессовывают ярмовыми балками 2 и 5 путём подтяжки гаек 1 вертикальных шпилек 3.

Рис. 3.4. Расклиновка обмотки трансформатора прессующими клиньями: 1 - вспомогательный клин; 2 - дополнительный деревянный клин; 3 - деревянный брусок

При значительном ослаблении прессовки иногда ослабляют затяжку балок верхнего ярма и вертикальную стяжку между верхними и нижними ярмовыми балками. При неодинаковых осевых размерах обмоток ВН и НН в обмотки закладывают дополнительную изоляцию в виде разрезных колец и прокладок, выравнивая их осевые размеры. Затем обмотки прессуют вертикальной стяжкой ярмовых балок. После окончательной прессовки обмоток и затяжки ярма мегомметром измеряют сопротивление изоляции стяжных шпилек.

Обмотки трансформаторов, не имеющих специальных прессующих устройств, подпрессовывают расклиновкой. В этом случае в верхней части обмоток между уравнительной и ярмовой изоляцией забивают дополнительные изоляционные прокладки-клинья, которые изготовляют из предварительно высушенного прессованного электроизоляционного картона. Расклиновку производят равномерно по всей окружности обмотки обходя поочередно один ряд прокладок за другим (рис. 3.4). При значительном ослаблении прессовки расклинивание производят как сверху, так и снизу, причём раньше расклинивают нижнюю часть обмотки. Для расклинивания используют вспомогательный деревянный клин, который забивают между ярмовой и уравнительной изоляцией. Это даёт возможность забить в соседний ряд прокладок нужное число клиньев.

Рис. 3.5. Осевая прессовка обмоток кольцами и нажимными винтами:

1 - винт; 2 - гайка; 3 - стальная втулка; 4 - стальной башмак; 5 - пята; 6 - нажимное кольцо; 7 - изоляция; 8 - обмотка; 9 - полка

Осевую прессовку обмоток сухих трансформаторов мощностью более 160 кВ*А и масляных трансформаторов III габарита и выше выполняют нажимными стальными кольцами 6 (рис. 3.5) и винтами 1, установленными в полках 9 верхних ярмовых балок. На опорной изоляции 7 обмоток 8 установлено массивное стальное прессующее кольцо 6, имеющее разрыв во избежание образования короткозамкнутого витка. В полку верхней ярмовой балки вварены круглые стальные втулки 3, в которые ввинчивают нажимные винты 1. Стальное кольцо 6 изолируют от ярмовых балок пластмассовыми, текстолитовыми или изготовленными из прессованного электрокартона или специального пресс-порошка пятами 5 во избежание образования короткозамкнутого витка (через винты и ярмовую балку). Чтобы при завинчивании винта 1 давление не было сосредоточенным и изоляционная пята 5 не продавилась, в неё вставляют стальной башмак 4. Самоотвинчивание винтов 1 в процессе работы трансформатора или при его транспортировании предотвращают установкой гаек 2, которые затягивают до отказа.

Рис.3.6 Расположение прессующих колец в трёхфазном трансформаторе при общей прессовке: 1 - кольцо; 2 - места установки нажимных винтов; 3 - контур расположения ярмовых балок

Для равномерной прессовки обмоток на каждое прессующее кольцо устанавливают 4...6 винтов (у более мощных трансформаторов их количество увеличивают). Для обмоток силовых трансформаторов напряжением до 110 кВ включительно применяют в основном общую кольцевую прессовку, т.е. все обмотки, размещённые на стержне, прессуют одним общим кольцом. Для трансформаторов напряжением 220 кВ и более применяют раздельную прессовку обмоток - каждую обмотку прессуют своим кольцом. Расположение прессующих колец на обмотках трёхфазного трансформатора при прессовке обмоток стержня одним кольцом показано на рис. 3.6. Каждое прессующее кольцо заземляют гибкой перемычкой, соединяющей его с ярмовой балкой (рис. 3.7).

В целях экономии металла, совершенствования конструкции и уменьшения добавочных потерь в настоящее время разработаны конструкции прессующих колец из древесно-слоистых пластиков.

Рис. 3.7. Заземление прессующих колец при раздельной прессовке обмоток: 1 - полка ярмовой балки; 2 - бобышка; 3 и 4 - стопорная и пружинная шайбы; 5 - болт; 6 - заземляющая шинка; 7 - прессующие кольца; 8 - обмотки

Подпрессовку обмоток, имеющих нажимные винты и кольца, выполняют в такой последовательности: равномерно в перекрёстном порядке ослабляют гайки, предотвращающие самоотвинчивание нажимных винтов, до отказа завинчивают винты и затягивают гайки; подтягивают крепления заземляющих перемычек, соединяющих прессующие кольца с ярмовыми балками. Заземляющие перемычки предварительно отсоединяют от ярмовых балок и измеряют сопротивление изоляции нажимных колец относительно ярмовых балок и магнитной системы.

В настоящее время разработаны различные конструкции автоматической прессовки, происходящей в процессе работы трансформатора. Наиболее эффективной из них является конструкция с гидропружинным запорным устройством (рис. 3.8). Это дешёвое и простое в изготовлении устройство оправдало себя на мощных трансформаторах класса 110...220 кВ. Гидропружинное устройство конструктивно представляет собой два вставленных один в другой стальных взаимно подвижных цилиндра 2 и 3 заполненных трансформаторным маслом, и совмещённых со сжатой винтовой пружиной 4, расположенной снаружи цилиндров. При усадке изоляции обмоток подвижные цилиндры 2 и 3 под воздействием разжимающей пружины 4 раздвигаются и во внутреннюю их полость дополнительно засасывается из бака трансформатора необходимое количество масла (через отверстия нижнего и верхнего ниппелей).

При коротком замыкании электродинамические усилия от обмоток 12 через стальной 9 и текстолитовый 10 башмаки передаются на гидродомкраты, давление масла в полостях цилиндров резко возрастает и масло запирается конусной частью ниппеля 1.



Рис. 3.8. Гидропружинное запорное устройство: 1 - ниппель; 2 и 3 - подвижные цилиндры; 4 - винтовая пружина; 5 - ярмовая балка; 6 - нажимной винт; 7 - гайка; 8 - контргайка; 9 - стальной башмак; 10 - текстолитовый башмак; 11 - кольцо; 12 - обмотка

Гидропружинное устройство размешается между прессующим кольцом 11 и нажимными винтами 6. Возможны и другие варианты установки. На рис. 3.8 показана установка гидропружинного устройства в ярмовой балке 5. В процессе сборки в фасонные гайки 7 до упора в цилиндры 2 и 3 завинчивают нажимные винты 6 и навинчивают контргайки 8. Далее в процессе работы трансформатора подпрессовка происходит автоматически. Трансформаторное масло, которым заполнен резервуар гидропружинного домкрата, выдерживает очень большие ударные нагрузки. Масло служит хорошим амортизатором, поглощая энергию удара.

При ремонте обмоток осматривают витковую изоляцию и, если обнаруживают места повреждений, витки изолируют предварительно высушенной лентой из маслостойкой лакоткани, которую пропускают между витками. При достаточно хорошем качестве витковой изоляции крайние витки в месте дополнительного изолирования осторожно раздвигают электрокартонным клином для удобства пропуска ленты. В случае повреждения изоляции в удалённой части катушки между витками закладывают полоску из электрокартона толщиной 0,3…0,5 мм. В месте, где изоляция витка восстановлена, на катушку накладывают бандаж из тафтяной ленты вполуперекрышку. Операцию выполняют аккуратно, чтобы не повредить изоляцию других витков. На рис. 3.9 показана последовательность восстановления повреждённой изоляции витка.

Рис. 3.9. Восстановление повреждённой витковой изоляции: а - раздвигание витков клином; б - изолировка витка; в - наложение бандажа на катушку

Ремонт магнитной системы. Ремонт магнитной системы начинают с проверки чистоты вентиляционных каналов и отсутствия на их поверхности мест перегрева. Признаками местных перегревов служат цвета побежалости (изменение цвета стали на жёлтый, фиолетовый, синий, серый и др.) и наличия продуктов разложения масла в виде чёрной спёкшейся массы. У сухих трансформаторов вентиляционные каналы продувают сжатым воздухом, у масляных - промывают струёй горячего трансформаторного масла.

Затем проверяют плотность прессовки активной стали ярм, качество изоляции пластин, сопротивление изоляции стяжных шпилек, состояние изоляции ярмовых балок относительно активной стали, состояние заземляющих перемычек между ярмовой балкой и магнитной системой, отсутствие мелких внешних дефектов.

Измерение сопротивления изоляции проводят с помощью мегомметра. Если сопротивление изоляции одной или нескольких шпилек значительно меньше, чем остальных, или равно нулю, отвинчивают гайки, извлекая шпильки из отверстий в ярме вместе с изолирующими их бумажно-бакелитовыми трубками, и осматривают их. При наличии на изоляционных трубках и шпильках признаков чрезмерного перегрева и при обнаружении замыкания листов активной стали (в результате осмотра отверстий в ярме с помощью переносной лампы) верхнее ярмо разбирают для устранения повреждений, а его пластины при необходимости подвергают переизолировке. Повреждённые шпильки и изоляционные трубки заменяют новыми.

Перед окончательной прессовкой ярма от прессующей балки отделяют заземляющую ленту и измеряют сопротивление изоляции ярмовых балок относительно активной стали, а также качество изоляции изоляционных прокладок, установленных между активной сталью и ярмовыми балками.

При хорошем качестве изоляции устанавливают на место заземляющую ленту, гайки стяжных шпилек затягивают до отказа и раскернивают их для предотвращения самоотвинчивания, а все деревянные или текстолитовые шпильки перевязывают тонкой бечёвкой.

У магнитных систем бесшпилечной конструкции подпрессовку ярм производят подтяжкой гаек на внешних шпильках, скобах и полубандажах. Проверяют качество изоляции полубандажей и отсутствие в их цепи замкнутого контура, измеряют сопротивление изоляции подъёмных пластин (расположенных вдоль стержней) по отношению к активной стали.

При выполнении всех работ на магнитной системе обмотки должны быть тщательно закрыты для исключения попадания на них посторонних предметов.

Ремонт отводов. При осмотре отводов обращают внимание на их изоляцию и соединения (контакты). Признаком нарушения контакта отводов, работающих в масле, является потемнение изоляции, а также отложение на их поверхности чёрной спёкшейся массы. Обнаруженные дефектные соединения перепаивают и изолируют. Крепление отводов подтягивают планками, шпильками и гайками.

3.5 Ремонт переключающих устройств и механических узлов

Ремонт переключающих устройств. При ремонте устройств переключения без возбуждения (ПБВ) тщательно осматривают все контактные соединения переключателя и отводов; определяют плотность прилегания контактов, проверяя зазор между ламелями щупом; измеряют переходное электрическое сопротивление. Особое внимание обращают на состояние контактной поверхности. При наличии подгаров или оплавлений устройство заменяют (в зависимости от характера или степени повреждения устройство иногда восстанавливают). Для удаления налёта, образующегося при работе в масле, контактную часть переключателя тщательно протирают технической салфеткой, смоченной в ацетоне или бензине. Остальную часть устройства промывают чистым трансформаторным маслом.

При ремонте переключающих устройств регулирования под нагрузкой (РПН) кроме общих работ по очистке, протирке и промывке наружных и внутренних поверхностей деталей и частей устройства проверяют контактные поверхности избирателя ступеней, контакторов и электрической части приводного механизма. Подгоревшие контакты избирателя, главные контакты контактора и привода тщательно зачищают и проверяют на плотность прилегания, после чего выясняют и устраняют причину подгорания.

Отказ в работе привода переключателя может быть вызван попаданием влаги из-за плохой герметичности дверцы шкафа, а также из-за значительных люфтов соединительных валов. Выявленные дефекты устраняют. Со дна бака контактора удаляют осадки, оставшиеся после слива масла, а также выполняют другие работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации устройства РПН.

Ремонт вводов, бака, расширителя, радиаторов и других устройств, размещённых на баке. При ремонте вводы демонтируют с крышки, тщательно осматривают и проверяют состояние фарфоровых изоляторов, уплотняющих прокладок, исправность резьбы на токопроводящем стержне и гайках. Повреждённые фарфоровые изоляторы заменяют новыми, токопроводящие части и крепёж при обнаружении дефектов восстанавливают. После чистки и промывки ввод собирают, резиновые уплотнения, как правило, заменяют новыми.

На крышках трансформаторов до III габарита включительно вводы, переключающие устройства, краны и другие части крепят шпильками. Поэтому после чистки и протирки крышки все шпильки осматривают и при необходимости ремонтируют. При установке и креплении вводов соблюдают особую осторожность. Вводы должны стоять без перекосов и иметь равномерную затяжку, что достигается перекрёстным подтягиванием гаек.



Рис. 3.10. Крепление ввода к крышке кулачками: 1 - изолятор; 2 - шпилька; 3 - гайка; 4 - фланец; 5 - кулачок; 6 - крышка; 7 - прокладка

У трансформаторов I...III габаритов изолятор ввода прижимают кулачками 5 (рис. 3.10) с помощью шпилек 2, приваренных непосредственно к крышке 6. При сборке на приклеенную к крышке прокладку 7 устанавливают изолятор 1, надевают на шпильки кулачки, а на них фасонный (стопорный) фланец 4 и навинчиванием на шпильки гаек 3 притягивают изолятор к крышке.

В трансформаторах IV…VIII габаритов кулачки прижимают к изолятору болтами, вворачиваемыми в промежуточный фланец, приваренный к крышке. Последовательность монтажа следующая: на фланец с прокладкой устанавливают изолятор, затем кулачки с фасонным фланцем, через кулачки пропускают болты и вворачивая их в резьбовые отверстия фланца, крепят ввод к крышке.

Бак должен быть отремонтирован к окончанию ремонта активной части. При ремонте из бака полностью сливают масло, демонтируют разметенные на стенках устройства, протирают внутреннюю и наружную поверхности. Если при осмотре бака были обнаружены места течи масла, трещины или дефекты в местах сварки, их устраняют с помощью электросварки. При сварочных работах стенки бака насухо протирают, строго соблюдая правила противопожарной безопасности. С борта рамы и фланцев демонтированных устройств удаляют негодные уплотняющие прокладки и тщательно очищают поверхности, на которых они были установлены.

Баки трансформаторов снабжены кранами вентильного типа.

Ремонт кранов выполняют в такой последовательности: вывинчивают болты крепления вентиля к баку, разбирают, чистят и промывают

детали вентиля керосином, заменяют сальниковую набивку. Если вентиль после сборки и испытания не обеспечивает необходимую плотность, то притирают его посадочные поверхности. Сборку вентиля производят в порядке, обратном разборке. Затем по размеру фланца вырезают резиновую кольцевую прокладку и устанавливают кран на старое место. Загрязнённое масло спускают через сливное отверстие в дне бака. Пробку сливного отверстия уплотняют льняным волокном, пропитанным бакелитовым лаком.

Для уплотнения крышки 2 (рис. 3.11, а...в) болтами 4 на борт бака укладывают уплотняющую прокладку 3. Чтобы при затяжке болтов уплотняющая прокладка не выдавливалась внутрь бака, применяют различные способы её установки. На рис. 3.11, а показан способ, при котором вдоль всего периметра рамы 5 приваривают стальной пруток диаметром 4...5 мм. Аналогичный способ изображён на рис. 3.11, б, но роль прутка выполняет стенка бака, выступающая над плоскостью рамы. В отдельных случаях изготовляют сплошную прокладку 3 из рулонной резины и закрепляют её так, как показано на рис. 3.11, в. Такое уплотнение встречается в трансформаторах старых выпусков.

Рис. 3.11. Установка прокладки: а...в - способы установки; 1 - стальной пруток; 2 - крышка бака; 3 - уплотняющая прокладка; 4 - болт; 5 - рама бака; 6 - стенка бака

При изготовлении прокладок из ленточной резины стыки полосок склеивают и размещают так, чтобы они находились между отверстиями рамы бака. На рис. 3.12 показан один из наиболее распространённых способов соединения прокладок встык и даны размеры стыка в зависимости от толщины прокладки.

При ремонте расширителя осматривают его внутреннюю поверхность, верхняя часть которой при работе длительное время соприкасается с тёплым (иногда и влажным) воздухом и поэтому подвержена коррозии. Если коррозия незначительна, расширитель промывают и несколько раз ополаскивают чистым маслом. При большой коррозии ржавчину удаляют стальными щётками и красят внутреннюю поверхность расширителя эмалью 624С или 1201. Для удобства ремонта и окраски в боковых стенках расширителей имеются люки.

Пробки, отстойник и маслоуказатель чистят и промывают керосином, а резиновые прокладки и сальниковые уплотнения заменяют новыми. Из отстойника расширителя спускают остатки загрязнённого масла. Затем промывают отстойник чистым маслом и заменяют уплотнение на пробке спускного отверстия.

Одновременно с ремонтом бака и его арматуры ремонтируют радиаторы (охладители), предохранительную трубу, осушитель воздуха, термосифонный фильтр и их краны. Ремонт этих устройств в основном включает те же операции, что и ремонт бака: чистку, промывку, проверку на отсутствие течи, изготовление и замену уплотняющих прокладок, окраску, замену сальниковой набивки в кранах и уплотнений пробок.

Радиаторы при ремонте опрессовывают гидравлическим прессом. При обнаружении течей внутреннюю поверхность радиатора отпаривают, промывают горячей водой, заваривают трещины электросваркой и вторично опрессовывают. Если течи нет, радиатор промывают горячим маслом и закрывают патрубки глухими фланцами на резиновых прокладках. В таком виде они хранятся до момента установки на бак. Если при первой опрессовке течь в радиаторах не обнаруживают, их ставят на козлы в наклонное положение и с помощью фильтр-пресса тщательно промывают горячим трансформаторным маслом. На каждый патрубок радиатора устанавливают по две прокладки 1 (рис. 3.13) - одну между фланцем 2 радиатора и радиаторным краном 3, другую - между краном и фланцем 4 патрубка бака. Прокладку вырезают по размерам крана из листовой маслостойкой резины толщиной 8...10 мм. Отверстия в прокладке пробивают специальной просечкой.

Рис. 3.12. Соединение резиновой прокладки встык

Рис. 3.13. Установка уплотняющих прокладок на фланцах радиатора: 1 - прокладка; 2 - фланец радиатора; 3 - кран; 4 - фланец патрубка бака

Если при ремонте радиаторов и термосифонных фильтров производилась сварка, то их испытывают избыточным давлением масла на герметичность. Как правило, в термосифонном фильтре и осушителе воздуха заменяют силикагель.

3.6 Заключительные операции при капитальном ремонте

Рис. 3.14. Крепление активной части в баке: а - массой до 0,7 т; б - массой от 0,7 до 3,1 т (вариант 1); в - массой от 0,7 до 3,1 т (вариант II); г - массой от 3,1 до 30 т; 1 - верхняя ярмовая балка; 2 - приваренный к балке угольник; 3 - фасонная пластина; 4 - скоба; 5 - стенка бака; 6 - крюк; 7 - шайба; 8 - гайка; 9 - болт; 10 - четыре пластины; 11 - упорные пластины стенок бака; 12 - распорный винт; 13 - пластина с резьбовым отверстием; 14 - контргайка

Установка активной части в бак. После ремонта крышки, укомплектования её вводами и другой арматурой, присоединения всех отводов активную часть трансформатора тщательно обтирают (за исключением обмоток, которые только промывают маслом) и окончательно осматривают. Измеряют сопротивление изоляции обмоток и стяжных шпилек, после чего переходят к предварительным испытаниям, которые позволяют оценить состояние изоляции трансформаторов. При значительном отклонении характеристик изоляции от нормированных активную часть подвергают сушке. Если при испытании дефектов не обнаружено и изоляция не увлажнена, активную часть устанавливают в бак.

В зависимости от массы активной части трансформатора и его мощности применяют несколько способов её крепления в баке.

Активную часть трансформаторов мощностью до 250 кВ*А после установки в бак крепят угольниками и скобами, приваренными к стенке бака и ярмовым балкам; мощностью 400...1600 кВ*А и более - скобами и крюками, сопряжёнными с ярмовыми балками и стенками бака; мощностью 2500 кВ*А и более - стопорными винтами, которые одними концами ввинчены в стаканы, приваренные к стенкам бака, а другими упираются в распорные пластины, установленные на ярмовых балках (рис. 3.14).

После установки активной части в бак и затяжки болтов крышки с помощью центрифуги или фильтр-пресса трансформатор заполняют сухим чистым маслом несколько выше уровня верхнего ярма. Температура заливаемого масла должна быть не ниже 10 °С. Чтобы воздух мог выйти из бака при заполнении его маслом, одно из отверстий в крышке держат открытым, защитив его от случайного попадания посторонних предметов.

Установка расширителя, газового реле и других устройств. После установки крышки и заливки активной части маслом монтируют все наружные узлы, в том числе расширитель, газовое реле, предохранительную трубу и другие устройства (рис. 3.15). При этом все уплотняющие прокладки заменяют новыми.



Рис. 3.15. Установка расширителя и газового реле: 1 - крышка бака; 2 - кронштейн; 3 - расширитель; 4 - фланец патрубка расширителя; 5 - плоский кран; 6 - прокладка; 7 - болты; 8 - газовое реле; 9 - патрубок крышки; 10 - прокладка; 11 - продольные отверстия в кронштейнах

Газовое реле устанавливают после предварительной проверки в лаборатории его поплавковой системы, электрических цепей и герметичности. Кроме того, проверяют работу крана маслопровода, соединяющего расширитель с баком.

Приборы для измерения температуры монтируют после предварительной их проверки и транспортирования трансформатора на место установки.

Испытание трансформатора на герметичность. После полной сборки трансформатор доливают маслом из той же партии, из которой осуществлялось заполнение бака, и испытывают на герметичность. При этом для сообщения бака с наружным воздухом и заполнения устройств маслом открывают кран, установленный между газовым реле и расширителем, вывёртывают верхнюю пробку расширителя, все воздушные винты и пробки на вводах, радиаторах, термосифонных фильтрах и других устройствах, где они предусмотрены. Когда масло начинает просачиваться, пробки и винты ввёртывают и уплотняют (прядями асбеста). Затем масло доливают до нормального уровня в расширителе (по маслоуказателю).

Часто доливку масла совмещают с контрольным испытанием герметичности трансформатора. Для этого в пробку расширителя или крышки устанавливают трубу с воронкой (рис. 3.16). Высота уровня масла в воронке над крышкой составляет для трансформаторов с трубчатыми и гладкими баками 1,5 м, а с волнистыми (гофрированными) и радиаторными - 0,9 м, высота над верхней точкой расширителя соответственно - 0,6 и 0,3 м. Такой уровень масла выдерживают в течение 3 ч. Трансформатор считают выдержавшим испытание, если за это время не обнаруживают просачивания и утечки масла. Если возникшие течи удалось устранить подтяжкой уплотнений, то с этого момента выдерживают уровень масла 3 ч, после чего испытание заканчивают.

При ремонте баков и радиаторов иногда пользуются гидравлическим прессом для испытания избыточным давлением. После проверки герметичности масло спускают через нижний кран до нормального уровня, наблюдая за работой маслоуказателя. Если он исправен и сообщается с расширителем обоими патрубками, то уровень масла в стекле понижается плавно, без срывов и всплесков.

После полного выделения из масла воздуха (через 8...10 ч после доливки) берут пробу масла для сокращённого химического анализа и испытания на электрическую прочность.

По завершении полной сборки и испытания на герметичность наружную поверхность трансформатора покрывают антикоррозионными и маслостойкими эмалями светлых тонов, которые наносят на очищенную поверхность. При этом вводы и приборы обёртывают бумагой.

Молнизащита

Монезашита - комплекс защитных устройств, предназначенных для обеспечения безопасности людей, сохранности заданий и сооружений, оборудования и материалов от возможных взрывов, загораний и разрушений, вызванных ударом молнии.

Наиболее опасен прямой удар молнии, при котором ее канал проходит через здания сооружения и т.п. Ток молнии достигает 200 кА, направление 150МВ, температура канала - 6000 -- 30000°C. При прямом ударе в результате высокой температуры в канале молнии происходит мгновенный нагрев конструкций здания и, воздуха. Последний, расширяясь, образует ударную воздушную волну, разрушающую здания и сооружения.

Помимо прямого удара проявления молнии могут быть в виде электростатической и электромагнитной индукций. В результате действия электромагнитного поля молнии, ударяющей в объект или на расстоянии от него, возникает э. д. с. Эта э. д. р., может вызвать искрение или сильное нагревание в местах с недостаточно плотными контактами между металлическими элементами конструкций, что в свою очередь может привести к пожару или взрыву в зависимости от категорий производства.

Молния во всех случаях опасна высокими потенциалами, которые вызывают поражение людей прямым ударом, а также, напряжением прикосновения) шага. Способ защиты от молний выбирают в зависимости -от назначения здания или сооружения, интенсивности грозовой деятельности в данном районе, ожидаемого количества поражений молнией в год. Среднегодовую грозовую деятельность в часах определяют по карте, приведенной в СН 305-77, и Инструкции по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений (Госстрой СССР).

Все здания и сооружения по молниезащиты разделяют на три категории в зависимости от значимости и технологических особенностей объекта по степени пожаро-взрывоопасности:

I категория -- здания и сооружения, отнесенные к классам B-I и В ІІ. Это помещения с выделением газов, паров и пыли, способных образовывать взрывоопасные смеси с воздухом при нормальном течении технологического процесса; Взрыв в таких помещениях сопровождается, как правило, значительными разрушениями. По этому молниезащита предусматривается независимо от средней грозовой деятельности и места расположения объекта на территории СССР;

II категория -- здания и сооружения классов В-Ia. и В- ІІ а. К этой категории относят помещения, в которых взрывоопасные смеси образуются при авариях, а так же наружные технологические установки и склады класса B-I. Молниезащита выполняется при грозовой деятельности 10 ч в год и более;

III категория -- здания и сооружения классов П-1, П-ІІ и П- ІІ а Это помещения, в которых содержатся горючие твердые и жидкие вещества, пыли, а также наружные технологические установки и открытие склады класса П-Ш, дымовые трубы, водонапорные башни, вышки высотой более 15 м, жилые, и общественные здания, детские учреждения, больницы, кинотеатры. Молниезащита этих объектов предусматривается в местностях с грозовой деятельностью 20 ч и более в год.

К III категории относят все основные здания предприятий железнодорожного транспорта. Сливно-наливные эстакады, склады с хранением и переработкой взрывоопасных веществ и жидкостей относят к объектам II категории, Ожидаемое количество N поражений молнией в год зданий и сооружений, не оборудованных Молниезащитой, можно определить по формуле

N = (S + 6h)(L+6h)n * 10^-6,

где S, L, h -- соответственно ширина, длина, наибольшая высота защищаемого здания (сооружения), м;

и -- среднее число ударов молнии в 1 км2 земной поверхности в месте расположения здания (сооружения). Значения n для разной интенсивности грозовой деятельности приведены в табл. 2 СН 305 -- 77.

Одним из основных мероприятий защиты от воздействия молнии является устройство молниеотводов. Молниеотвод создает определенную зону защиты часть пространства, в пределах которого обеспечивается защита зданий.

Учитывая то обстоятельство , что основные ж.д. здания относятся к ІІІ категории, рассчитаем заземляющие устройства для молниеотвода установленного на крыше здания.

Рассчитать заземляющее устройство противогрозовой защиты. Определить сопротивление растеканию импульсного тока и импульсный коэффициент заземлителя, схема которого приведена на рис. 3.1

Исходные данные. Зазамлитель состоит из тред труб; (n -- 3); длина каждой = 3 м, диаметр d = 5 см; трубы соединены железной полосой, ширина которой = 4 см, толщина 4 мм. Расстояние между трубами = 2. Заземлители расположены в ряд. Глубина заложения заземлителя в грунт (от поверхности земли до соединительной полосы) h₁ = 0,8 м. Удельное сопротивление грунта растеканию тока

Сопротивление растеканию тока промышленной частоты при стационарном режиме определяется по следующим формулам:

для трубы

ом,

(здесь h -- расстояние от поверхности земли до середины заложенной в грунт трубы; величина см) для соединительной полосы

ом,

для всей системы заземлителя

ом,

где и -- коэффициенты использования частей зазамлителей соответственно труб и

соединительной полосы; определяются по табл. 19 (см. в конце главы, стр. 162) в зависимости от их числа и отношения расстояния между заземлителями к их длине и системы заземлителя; для нашего примера, для заземлителей, расположенных в ряд, цт = 0,85; т)„ = 0,9. Действительное сопротивление заземлителя растеканию импульсного тока молнии будет меньше, так как он не успеет дойти до крайних точек заземлителя. Поэтому в качестве расчетной величины принимается сопротивление в момент максимума тока, которое подсчитывается по величине сопротивления растеканию тока при стационарном режиме с введением импульсного коэффициента, учитывающего особенности импульсного режима при токах молнии.

Отличие импульсного сопротивления заземлителя от сопротивления растеканию тока промышленной частоты при стационарном режиме возникает, во-первых, из-за кратковременности действия молнии и, во-вторых, за счет большой амплитуды тока, вызывающей искровые разряды и дуговые процессы в земле.

Подбираем приближенные значения импульсных коэффициентов для трубы и полосы а_i = 0,8.

Тогда сопротивление растеканию импульсного тока составит для трубы

ом;

для полосы

ом.

Импульсное сопротивление системы заземления при импульсном коэффициенте ее использования равно = 0,8 (по табл. 21) составит

ом.

Импульсный коэффициент всей системы заземления равен

Вывод: полученные сопротивления растеканию импульсного тока молнии отвечающей требованиям электробезопасности и молниезащиты.

Молния -- особый вид прохождения электрического тока через огромные воздушные промежутки, источник которого -- атмосферный заряд, накопленный тучей [Л. 2], является известным явлением природы. Однако, как это показывается ниже, этот вид разряда изучен недостаточно полно, поскольку результаты этих исследований не позволяют с большой достоверностью установить вероятность поражения и возможные последствия молнии при попадании в защищаемый объект.

Из ряда этих исследований следует, что разряд молнии на землю, как правило, слагается из следующих друг за другом повторных разрядов. Первоначальный разряд, обычно именуемый «лидером», значительно интенсивней и имеет большее число разветвлений, чем все последующие разряды.

...