ремонт трансформаторов
презентация к уроку на тему

Слайд 1

Слайд 2

Классификация ремонтов трансформаторов . Подготовка к капитальному ремонту трансформатора, вскрытие и разборка . По объему ремонтных работ можно выделить текущий ( эксплуатационный ) ремонт и капитальный . Ремонт по типовой номенклатуре называется ревизией . Капитальный ремонт можно разделить на 3 вида : 1)ремонт без расшихтовки верхнего ярма и снятия (демонтажа) обмоток (ревизия или восстановительный ремонт); 2)ремонт, связанный с демонтажем обмоток и расшихтовкой верхнего ярма; 3)ремонт с полной разборкой трансформатора.

Слайд 3

По назначению ремонты могут быть планово-предупредительные (профилактические) и послеаварийные. По характеру выполняемых работ: восстановительный (параметры трансформатора и конструкция узлов и деталей не изменяются), реконструкция ( параметры трансформатора сохраняются, а конструкция ряда узлов изменяется) и модернизация (изменяют параметры и отдельные части конструкции).

Слайд 4

Текущий ремонт масляного трансформатора: Бак трансформатора и радиаторы очищают от пыли и масла, изоляторы протирают бензином. Удаляют грязь из расширителя и проверяют работу маслоуказателя . При необходимости доливают масло. Т емпература доливаемого масла должна отличаться от температуры масла в трансформаторе не более чем на 5°С

Слайд 5

Очистка изоляторов силового трансформатора при текущем ремонте

Слайд 6

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

Слайд 7

Затем проверяют воздухоосушитель . Если индикаторный силикагель имеет розовый цвет, его заменяют новым (голубым). Силикагель для повторного использования восстанавливают путем сушки: индикаторный — при 100 - 120 °С в течение 15 - 20 ч (до ярко-голубого цвета), гранулированный — при 400 - 500°С в течение 2 ч. Для перезарядки термосифонного фильтра сливают масло из расширителя, снимают крышку фильтра, а затем решетку с силикагелем. Бывший в употреблении силикагель заменяют свежим, сухим. Установив крышку, заливают масло в расширитель, предварительно выпустив воздух из фильтра через пробку на его крышке.

Слайд 8

Силикагель – осушитель (а), Силикагель – индикатор (б)

Слайд 9

При текущем ремонте сухого трансформатора необходимо снять кожух и удостовериться в отсутствии механических повреждений обмоток, изоляторов и других частей трансформатора, проверить надежность контактных соединений и заземлений, продуть трансформатор чистым сухим воздухом и протереть изоляторы. По окончании ремонта замеряют сопротивление изоляции обмоток трансформатора. Сопротивление изоляции измеряют между каждой обмоткой и корпусом и между обмотками. Подсоединение концов мегомметра при проверке сопротивления изоляции обмоток

Слайд 10

При поступлении трансформатора в ремонт проводятся следующие мероприятия : 1) составление документации (паспорт трансформатора, дефектная ведомость, в некоторых случаях – журнал оперативного контроля, график прохождения очередных и внеочередных ремонтов); 2) необходимо подготовить помещение и предусмотреть условия вскрытия активной части; 3) подготовить необходимый объем свежего масла.

Слайд 11

Далее трансформатор поступает на участок осмотра , дефектации и разборки . При этом осуществляется внешний осмотр , составляется опись внешних дефектов ( течи арматуры , течи в сварных соединениях , сколы и трещины в изоляторах , на вводах, проверяется исправность маслоуказателя , термометра, устройств сигнализации и защиты ). З атем трансформатор подвергают предремонтным испытаниям . Проводится химический анализ масла. Основная цель предремонтных испытаний и осмотра -решение вопроса о необходимости вскрытия трансформатора и сушки активной части.

Слайд 12

После этого сливают масло и приступают к его разборке. Если в день демонтажа не планируют вынимать активную часть, масло сливают до уровня верхнего ярма так, чтобы изоляция и обмотки оставались в масле. Если ремонт активной части и бака намечено закончить за один прием или активную часть нужно сушить, масло сливают полностью через нижний кран бака. У трансформаторов I и II габаритов спускают самотеком, у более мощных – выкачивают насосом. Если масло пригодно для дальнейшей эксплуатации, его сливают в чистый бак с герметически закрывающимся люком. Бракованное масло – в отдельную тару.

Слайд 13

Подготовка к капитальному ремонту. Последовательность проведения работ при капитальном ремонте трансформатора определяется сетевой моделью типового технологического процесса, куда входят: -подготовка к ремонту; отключение (отсоединение шин, спусков); демонтаж и ремонт системы охлаждения; доставка на ремонтную площадку; Прогрев трансформатора; Демонтаж вводов и арматуры; Вскрытие трансформатора; Ремонт и испытание вводов; Ремонт арматуры и бака; Ремонт и испытание активной части;

Слайд 14

-сборка трансформатора; -заливка трансформаторного масла; -ремонт переключающего устройства; -нагрев и испытание трансформатора; -перемещение трансформатора на место установки; -монтаж на фундаменте. Подготовка к ремонту трансформатора должна включать проверку комплектности технической документации, подготовку ремонтной площадки, проверку работоспособности технологического оборудования, оснастки инструментов и наличие необходимых материалов.

Слайд 15

В комплект технической документации входят: -техническая документация завода-изготовителя; -сетевой график; -акт о готовности железнодорожного пути; -маршрутный технологический процесс; -перечень технологического оборудования, оснастки и инструмента; -перечень материалов, необходимых для ремонта. При капитальном ремонте руководствуются схемой связи между технологическими участками.

Слайд 16

СХЕМА СВЯЗЕЙ УЧАСТОК РЕМОНТА БАКА И КРЫШКИ УЧАСТОК РЕМОНТА РАСШИРИТЕЛЯ И ВЫХЛОПНОЙ ТРУБЫ УЧАСТОК РЕМОНТА И ИСПЫТАНИЯ ПРИБОРОВ ЗАЩИТЫ И КОНТРОЛЯ МЕСТО УСТАНОВКИ ТРАНСФОРМА ТОРА УЧАСТОК РЕМОНТА АКТИВНОЙ ЧАСТИ УЧАСТОК ИЗГОТОВЛЕНИЯ МЕЛКИХ ДЕТАЛЕЙ И УЗЛОВ УЧАСТОК РЕМОНТА СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕН ИЯ УЧАСТОК РЕМОНТА АРМАТУРЫ И МЕЛКИХ УЗЛОВ УЧАСТОК РЕМОНТА И ИСПЫТАНИЯ ВВОДОВ

Слайд 17

Неисправности трансформаторов и возможные причины их возникновения

Слайд 18

Разборка трансформаторов Если вскрытия трансформатора не избежать, то необходимо производить его в следующем порядке: 1) сливается масло через отверстие; 2) демонтируется все навесное оборудование, снимаются ввода, радиаторы, маслорасширительный бак, предохранительная трубка и т.д.; 3) вскрывается крышка и вынимается активная часть.

Слайд 19

Активная часть приподнимается над баком и подвергается тщательному осмотру, затем промывают струей свежего горячего трансформаторного масла, а сухие трансформаторы продуваются сжатым воздухом. Затем активную часть тщательно осматривают. Осматривают бак, состояние магнитной системы. В случае расшихтовки верхнего ярма оценивают состояние изоляции металлических пластин. 4) Определяется состояние бумажной изоляции обмотки. Ее проверяют на отсутствие повреждений и определяют ее механическую прочность. Также определяется состояние главной изоляции, отсутствие деформации обмоток, смещение витков.

Слайд 20

Для подъема активной части трансформатора применяют специальные приспособления и стропы (видео) Для этого у трансформаторов имеются кольца (рымы). Строповка активной части для подъема из бака 1 — подъемное кольцо; 2 — пруток; 3 — строп

Слайд 21

Технология демонтажа обмоток трансформатора. Основные операции по демонтажу обмоток выполняют в такой последовательности: -удаляют вертикальные шпильки; -отвертывают гайки стяжных болтов; -снимают ярмовые балки магнитопровода , связывая и -располагая пакеты пластин по порядку, чтобы удобнее было их затем шихтовать; -разбирают соединения обмоток; -удаляют отводы, извлекают деревянные и картонные детали расклиновки обмоток ВН и НН; -снимают обмотки вручную или с помощью подъемного механизма, сначала ВН, а затем НН.

Слайд 22

Ремонт и изготовление обмоток При ремонте обмоток с поврежденной изоляцией целесообразно использовать повторно провод обмоток после его переизолировки . Процесс переизолировки слагается из следующих операций: - отжигание провода в печи (при температуре 550 - 600°С), -промывка провода в горячей воде -покрытие новой изоляцией

Слайд 23

В качестве изоляционных материалов применяют: -хлопчатобумажную (шелковую, стеклянную, из химических волокон) пряжу ; -ленты из кабельной или телефонной бумаги шириной 10 - 25 мм, толщиной 0,05 - 0,12 мм. Обмотки, имеющие небольшой участок повреждений проводов (оплавление или выгорание) и изоляции, в некоторых случаях ремонтируют только частичной перемоткой.

Слайд 24

Намотку новых обмоток выполняют по образцам поврежденных обмоток на специальных намоточных станках.

Слайд 25

Обмотка трансформатора, стянутая плитами и шпильками 1 — обмотка, 2 — стяжная шпилька, 3 — нижняя стальная плита, 4 — буковая планка, 5 — верхняя стальная плита, 6 — подъемные крюки, 7 — опорное электрокартонное кольцо

Слайд 26

Изготовленную обмотку стягивают с помощью круглых стальных плит и шпилек (чтобы обмотка не рассыпалась при транспортировке к месту выполнения очередной технологической операции) и отправляют на сушку. Сушка повышает качество обмотки и продолжительность ее работы в результате удаления влаги из бумажной изоляции, которая резко снижает электрическую прочность и срок ее службы.

Слайд 27

Обмотки на напряжение до 35 кВ сушат при температуре до 105 °С в обычных сушильных камерах с вытяжной вентиляцией и электрическим или паровым подогревом, а на напряжение 35 кВ и выше — в вакуумных сушильных камерах.

Слайд 28

После сушки обмотку сжимают с помощью гидропресса , пока ее размер по оси не достигнет требуемого и ликвидируют дефекты обмотки, появившиеся в процессе намотки, сушки или прессовки. Готовую обмотку подвергают различным проверкам и испытаниям с целью определения ее качества.

Слайд 29

Ремонт магнитопроводов трансформаторов Магнитопроводы требуют чаще всего частичного ремонта, реже — ремонта с полной разборкой и перешихтовкой активной стали. Частичный ремонт выполняют при небольших повреждениях изоляционных деталей, ослаблении крепления ярмовых балок и т. п. Места прогара и оплавления активной стали зачищают, снимая наплывы металла карборундовым камнем, насаженным на вал электросверлильной машинки, или вырубая зубилом.

Слайд 30

Затем на этих местах распрессовывают пластины магнитопровода , отделяют сваренные пластины, снимают заусенцы и, очистив участки от остатков старой изоляции и металлических опилок, изолируют пластины, прокладывая между ними листы телефонной или кабельной бумаги. 1 — стержень магнитопровода , 2 и 12 — верхнее и нижнее ярма, 3 и 13 — верхние и нижние ярмовые балки, 4 — горизонтальная стяжная шпилька, прессующая ярмо, 5 — вертикальная прессующая шпилька, 6 — изолирующая прокладка, 7 - отверстия для подъемных шпилек, 8 — горизонтальная стяжная шпилька, прессующая стержень, 9 — изоляционная трубка вертикальной прессующей шпильки, 10 — опорная стальная пластина, 11 — деревянная планка

Слайд 31

Если в магнитопроводах полностью повреждены бумажно-бакелитовые трубки, изолирующие стяжные шпильки от активной стали, то изготавливают новые . Необходимость ремонта с полной разборкой и перешихтовкой возникает при таких тяжелых повреждениях, как "пожар стали". В этом случае может выйти из строя значительная часть пластин активной стали магнитопровода и изоляционных деталей и тогда ремонт состоит из следующих основных операций: -подготовка к ремонту; -разборка магнитопровода ; -очистка и изоляция пластин; -изготовление изоляционных деталей; -сборка.

Слайд 32

Разборка магнитопровода силового трансформатора

Слайд 33

Электротехническая сталь для магнитопроводов

Слайд 34

1 — пластина ярма, 2 — пластины стержней Шихтовка верхнего ярма магнитопровода трансформатора

Слайд 35

РЕМОНТ ПЕРЕКЛЮЧАЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Слайд 36

Назначение и конструкция переключающих устройств. Переключающее устройство предназначено для изменения числа витков первичной (или вторичной) обмотки трансформатора , т.е., коэффициента трансформации для регулирования вторичного напряжения трансформатора.

Слайд 37

Принципиальная электрическая схема трехступенчатого переключателя коэффициента трансформации трансформатора Если рукоятку переключателя повернуть на 120° по часовой стрелке, в первичной обмотке число витков уменьшится, а вторичное напряжение увеличится на 5%. При повороте переключателя в обратную сторону вторичное напряжение уменьшится также на 5 %.

Слайд 38

В трансформаторах применяются переключающие устройства ПБВ (переключение без возбуждения) и РПН (регулирование под нагрузкой). Большинство силовых трансформаторов выполняется с устройством ПБВ различных конструкций, однако основным их элементом является система подвижных и неподвижных контактов . В трансформаторах напряжением 6 или 10 кВ применяют переключатель ПБВ типа ТПСУ. Рабочее положение переключателя фиксируется стопорным болтом, который необходимо открутить, перед тем как повернуть переключатель. На фланце переключателя цифрами помечены положения, а на колпаке имеется стрелка, показывающая положение контактной системы.

Слайд 39

Переключатель ТПСУ 1 — неподвижный контакт; 2 — подвижный сегментный контакт; 3, 4 — бумажно-бакелитовые трубка и цилиндр; 5 — болт; 6 — крышка бака трансформатора; 7 — металлический фланец; 8 — стопорный болт; 9 — колпак привода

Слайд 40

Переключающее устройство трансформаторов

Слайд 41

Контактная система переключателя ТПСУ. 1 - бумажно-бакелитовый цилиндр. 2 - болты для подключения отводов 3 - неподвижные контакты 4 - вал 5 - подвижные контакты сегментного типа 6 - нижний валик На бумажно-бакелитовом цилиндре 1 закреплены неподвижные контакты 3 с болтами 2 для подключения отводов. Подвижные контакты 5 сегментного типа установлены на валу 4 и прижаты пружинами к неподвижным контактам. Нижний валик 6 , вал 4 и контакты (сегменты) 5 поворачиваются с помощью рукоятки колпака.

Слайд 42

Сгоревший переключатель

Слайд 43

Ремонт переключающих устройств При ремонте переключающих устройств особое внимание уделяют состоянию их контактной системы. Неисправности в контактной системе переключающего устройства: -недостаточная плотность прилегания подвижных контактов к неподвижным; -ослабление соединений регулировочных отводов к контактам переключающего устройства; -нарушение прочности соединений отводов с обмоткой и др.

Слайд 44

Эти неисправности вызывают повышенные местные нагревы, часто приводящие к выходу трансформатора из строя. Ремонт переключающего устройства ПБВ начинают с внимательного осмотра всех деталей. Особое внимание обращают на состояние рабочих поверхностей подвижных и неподвижных контактов, так как при длительной работе контактов в масле они покрываются тонкой пленкой желтоватого цвета, которая увеличивает переходное сопротивление в контактах, вызывая повышенный их нагрев и повреждение. Поэтому контакты старательно очищают, протирая технической салфеткой, смоченной в ацетоне или чистом бензине. Подгоревшие и оплавленные контакты заменяют новыми.

Слайд 45

При ремонте переключающего устройства ПБВ: подтягивают все крепежные детали, заменяют поврежденные пружины, заменяют изолирующие детали и прокладки, проверяют отсутствие заеданий в контактах проверяют совпадение рабочих поверхностей подвижных контактов с неподвижными, обновляют надписи и обозначения на переключателе устраняют также другие дефекты Полностью отремонтированный переключатель проверяют десятью циклами переключения по всем ступеням (цикл — это ход механизма от первого положения до последнего и обратно).

Слайд 46

Ремонт вводов

Слайд 47

Вводы трансформаторов предназначены для обеспечения изоляционных расстояний от токоведущих латунных шпилек и силовых кабелей электрической сети до бака трансформатора и посредством уплотнителей, обеспечения герметичности между изоляторами, латунными шпильками и крышкой бака трансформатора.

Слайд 48

Вводы трансформатора работают в тяжелых условиях. В то время, когда часть ввода, находящаяся внутри бака, нагревается до 70 °С, другая его часть, возвышающаяся над крышкой, может подвергаться воздействию отрицательной температуры (- 35 °С и ниже), а также агрессивных веществ из атмосферы. На изоляторы вводов действуют атмосферные явления (грозовые разряды), в десятки и сотни раз превышающие номинальные напряжения трансформатора и даже испытательные напряжения изолятора.

Слайд 49

Ввод обычной конструкций 1 — токоведущий стержень, 2 — латунная гайка, 3 — медная шайба, 4 — стальной колпак, 5 — фарфоровый изолятор, 6 — стальная шпилька, 7 — стальная гайка, 8 — чугунный фланец, 9 — резиновая шайба, 10 — электрокартонная шайба, 11 — стальная шайба, 12 — цементирующая масса.

Слайд 50

Наиболее часто в армированных вводах повреждаются армировочные швы в месте соединений фарфоровых изоляторов с металлическими фланцами (возникают механические усилия( из-за разницы температур) и электродинамические силы ( при токах к.з .)). При ремонте трансформатора вводы тщательно осматривают. Если на поверхности изолятора имеется не более двух (на одной вертикальной линии) сколов площадью до 1см 2 и глубиной до 1мм, дефектные места промывают, а затем покрывают двумя слоями бакелитового лака, просушивая каждый слой в сушильном шкафу при 50 - 60 °С. Изоляторы с большим количеством дефектов заменяют новыми.

Слайд 51

Вводы, армированные швы которых разрушены не более чем на 30 % по окружности, ремонтируют, очищая поврежденные участки и заливая их цементирующим составом. При значительных разрушениях армированного шва ввод переармируют . Для этого фасонным зубилом разрушают старую замазку и удаляют ее. Если замазка не поддается зубилу, ее предварительно смачивают 5 %-м раствором плавиковой или 30%-м раствором соляной кислоты. Старую армировочную замазку ввода удаляют и путем разрушения после предварительного нагревания. Для этого ввод помещают в термошкаф и в течение 1,5 – 2 ч выдерживают при 450 — 500°С, а затем легкими ударами по фланцу удаляют замазку.

Слайд 52

Ремонт ввода трансформатора: а — сборка; б — переармировка ; 1 — колпачок; 2 — токопроводящий медный стержень; 3 — фарфоровый изолятор; 4 — резиновая маслостойкая прокладка; 5 — фланец; 6, 7 — гетинаксовая и стальная шайбы; 8 — гайка; 9, 11 — нажимная и опорная плиты; 10 — шпилька

Слайд 53

Переармировку ввода выполняют следующим образом. Очистив изолятор ввода от пыли и грязи, а его фланец от остатков старой замазки, собирают ввод и устанавливают его вертикально в приспособление, которое состоит из стальной нажимной плиты толщиной 5 мм, двух вертикальных стальных шпилек диаметром 10 - 12 мм с гайками и деревянной опорной плиты толщиной 40 - 50 мм. Далее приготавливают порцию цементирующей смеси (140 мае. ч. магнезита, 70 мас . частей фарфорового порошка и 170 мас . частей раствора хлорного магния) и вливают ее тонкой струей до полного заполнения пространства между изолятором и фланцем. После затвердевания замазки (12 - 15 ч) ввод освобождают из приспособления, очищают от брызг магнезита и окрашивают армированный шов нитроэмалью Вводы армируют в помещении при температуре не ниже 10° С.

Слайд 54

Вводы трансформатора должны быть герметичны, поэтому переармированный ввод испытывают на специальном приспособлении: с помощью ручного гидравлического насоса создают избыточное давление (400кПа) трансформаторного масла, подогретого до 70 °С . Продолжительность испытания составляет 30 мин.

Слайд 55

Ремонт отводов При ремонте отводов обращают внимание на их изоляцию и качество соединений. Признаками плохого контакта является потемнение изоляции и отложение на их поверхности черной спекшийся массы. Дефектные соединения перепаивают и изолируют до требуемой толщины лентой из лакоткани .

Слайд 56

Ремонт бака Внутреннюю поверхность бака очищают металлическим скребком и промывают отработавшим трансформаторным маслом. Вмятины нагревают пламенем газовой горелки и выправляют ударами молотка. Трещины на ребре и стенке корпуса заваривают газовой сваркой, а в трубе — электросваркой. Для проверки качества сварки наружную сторону шва зачищают и покрывают мелом, а изнутри смачивают керосином (при наличии трещин мел смачивается керосином и темнеет). Герметичность корпуса проверяют заливкой бака отработавшим маслом на 1 ч при температуре не ниже 10°С. Перед заваркой трещины на ее концах просверливают сквозные отверстия диаметром в несколько миллиметров. Снимают фаски кромок трещины и заваривают ее электросваркой. Плотность шва контролируют с помощью керосина. Неплотные швы вырубают и заваривают вновь.

Слайд 57

Ремонт расширителя При ремонте расширителя проверяют целость стеклянной трубки маслоуказателя , состояние уплотняющих прокладок. Неисправное плоское стекло или стеклянная трубка маслоуказателя заменяются. Потерявшие упругость резиновые прокладки и уплотнения меняют на новые, изготовленные из маслостойкой резины. Со дна расширителя удаляют осадок и промывают его чистым маслом. Пробку притирают мелким абразивным порошком. Сальниковую набивку заменяют новой, которую готовят из асбестового шнура, пропитанного в смеси из жира, парафина и графитового порошка.

Слайд 58

Чистка термосифонного фильтра Термосифонный фильтр очищают от старого сорбента, промывают внутреннюю полость трансформаторным маслом, заполняют новым поглощающим веществом и присоединяют к баку трансформатора на фланцах . Газовое реле и др. контрольные и защитные приборы ремонтируют в лабораториях.

Слайд 59

Сборка трансформатора Процесс их сборки после ремонта можно разделить на два основных этапа. На первом этапе сборки выполняют насадку и расклиновку обмоток, шихтовку верхнего ярма и прессовку обмоток, сборку и соединение схемы. На втором этапе сборки устанавливают крышку трансформатора над сердечником, присоединяют отводы к переключателю и вводам, устанавливают на крышке расширитель, предохранительную трубу и другие детали (газовое реле, термосигнализатор , термометр), опускают сердечник в бак, крепят к баку крышку и, наконец, заливают бак и расширитель трансформаторным маслом.

Слайд 60

Испытания силовых трансформаторов. Все трансформаторы, прошедшие ремонт, подвергают контрольным испытаниям в соответствии с установленными нормами. Целью испытаний является проверка качества ремонта, правильности сборки и соответствия технических характеристик собранного трансформатора требованиям стандарт а. После капитального ремонта определяют ток холостого хода, проверяют группу соединения обмоток и коэффициент трансформации трансформатора.

Слайд 61

Сопротивление изоляции трансформаторов не нормируется. Значение его указывается в паспорте. В процессе эксплуатации допускается снижение сопротивления изоляции не более чем 30%. Если это условие не соблюдается, то трансформатор необходимо сушить. Сопротивление изоляции трансформаторов мощностью до 6300 кВ/А и напряжением до 35 кВ при t = 20 °С должно быть не менее 300 МОм. Сопротивление обмоток постоянному току не должно отличаться более чем на ±2% от значения, полученного на том же ответвлении для других фаз или от данных заводских испытаний. Сопротивление ввода с бумажно-масляной изоляцией должно быть не менее 1000 МОм.