Текущий ремонт силовых трансформаторов

1
Область применения

Настоящий стандарт
организации:-
является нормативным документом, устанавливающим технические нормы
и требования к ремонту трансформаторов силовых масляных общего
назначения для тепловых электростанций, направленные на обеспечение
промышленной безопасности тепловых электрических станций,
экологической безопасности, повышение надежности эксплуатации и
качества ремонта;


устанавливает технические требования, объем и методы дефектации,
способы ремонта, методы контроля и испытаний к составным частям и
трансформаторам силовым масляным общего назначения в целом в
процессе ремонта и после ремонта;-
устанавливает объемы, методы испытаний и сравнения показателей
качества отремонтированных трансформаторов силовых масляных общего
назначения с их нормативными и доремонтными значениями;

https://www.youtube.com/watch?v=Sts20-ZsrSc


распространяется на капитальный ремонт трансформаторов силовых
масляных общего назначения;-
предназначен для применения генерирующими компаниями,
эксплуатирующими организациями на тепловых электростанциях,
ремонтными и иными организациями, осуществляющими ремонтное
обслуживание оборудования электростанций.

8
Требования к отремонтированному изделию

Текущий ремонт измерительных трансформаторов начинают с очистки их от пыли и грязи, затем осматривают фарфоровую, эпоксидную или другую изоляцию, проверяют надежность их крепления к конструкции, объем масла в баке и отсутствие течи в уплотнениях и сварных швах. Чтобы устранить течь масла, подтягивают скрепляющие болты.

Если это не помогает, ставят новую прокладку из маслостойкой резины. Если масло протекает через сварные швы, трансформатор заменяют новым.Проверяют надежность соединения трансформатора с контуром заземления, контактные соединения внешних проводов с трансформатором, соединения вторичных обмоток с «землей».

При ремонте разборных трансформаторов тока проверяют отсутствие ржавчины на торцах магнитопровода. Для этого отсоединяют проводники, откручивают гайки скрепляющих болтов и разнимают половинки трансформатора. Ржавчину снимают шкуркой, половинки скрепляют болтами, стараясь, чтобы между ними не было воздушного зазора и кабель располагался в центре окна трансформатора.

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

При капитальном ремонте трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН) испытывают повышенным напряжением. При замене трансформаторов в ходе ремонта проводят испытания, проверяют целость их обмоток, а также группы соединения трехфазных и полярность однофазных трансформаторов. Как известно, направление тока в обмотке амперметра переменного тока не оказывает влияния на точность его работы (при любом способе подключения амперметра к ТТ он будет давать правильные показания).

В таких же приборах, как ваттметры, счетчики электроэнергии, а также многие устройства релейной защиты, направление тока имеет большое значение. Поэтому обмотки ТТ имеют специальную маркировку, позволяющую правильно подключать его в первичную цепь высокого напряжения и во вторичную измерительную цепь.

Так, начало и конец первичной обмотки маркируются соответственно Л1 и Л2 (линия), а начало и конец вторичной обмотки — И1 и И2 (измерительная цепь тока). Выводы ТН маркируют следующим образом: начало и конец первичной обмотки обозначают соответственно А и X, а начало и конец вторичной обмотки — а и х.

Рис. 11. Схема проверки полярности измерительного трансформатора: GB — аккумулятор; S — рубильник; Р — гальванометр (поляример); w1,  w2 — первичная и вторичная обмотки

Целостность обмоток и правильность их соединения проверяют мегаомметром, а полярность определяют по схеме, показанной на рис. 11. При правильном обозначении выводов стрелка гальванометра (поляриметра) Р в момент замыкания рубильника 5 должна отклоняться вправо. Трансформаторы с неправильно обозначенными выводами отправляют для перемаркировки.

При среднем ремонте сухих трансформаторов подпрессовывают обмотки и ярма магнитной системы, подтягивают все крепления, заменяют или ремонтируют изоляторы, вентиляторы и их электропроводку, кожух, зажимы и панель для переключения регулируемых ответвлений, чистят и продувают сухим сжатым воздухом все части и вентиляционные каналы, измеряют сопротивление изоляции обмоток, ярмовых балок, деталей прессовки обмоток и стяжки магнитной системы, красят кожух, шинные отводы и другие части, имеющие повреждения антикоррозийного покрытия, замеряют сопротивление обмотки постоянному току и коэффициент трансформации.

При измерении сопротивления изоляции используют мегаомметр на 1000В. Сопротивление изоляции обмоток при 20 — 30 °С для трансформаторов с номинальным напряжением до 1 кВ должно быть не менее 100 МОм, более 1 до 6кВ — не менее 300 МОм, более 6кВ — не менее 500 МОм.При капитальном ремонте перематывают или заменяют обмотки, ремонтируют каркас и его магнитную систему, детали главной изоляции, переизолируют отводы, сушат, красят и запекают лаковое покрытие обмоток, а также выполняют все работы, относящиеся к среднему ремонту, включая электрические испытания.Активную часть сухих трансформаторов сушат в шкафу или воздуходувкой.

Текущий ремонт силовых трансформаторов

8.1 Отремонтированный
трансформатор должен соответствовать требованиям конструкторской,
нормативной и технической документации завода-изготовителя,
настоящего стандарта и СО
34.45-51.300 [1].

8.2 После ремонта
наружные поверхности бака, расширителя, предохранительной трубы,
радиаторов, охладителей, термосифонного фильтра, трубопроводов и
других узлов должны быть окрашены в светлые тона краской без
металлических наполнителей, устойчивой к атмосферным воздействиям в
соответствии с ГОСТ
11677.

8.3 При капитальном
ремонте трехфазных трансформаторов соотношения потерь на разных
фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе
заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%, у однофазных
трансформаторов отличие измеренных потерь от исходных — не более
10%.

8.4 На отремонтированном
трансформаторе не допускается:-
течей масла через уплотнения и сварные швы;-
механических повреждений бака и других узлов, установленных на
трансформаторе.

9.1 Методы проведения
эксплуатационных испытанийСхема измерения изоляции
и сами измерения проводить в соответствии с ГОСТ
1516.1, ГОСТ
1516.2, ГОСТ
20690, ГОСТ
22756 и СО
34.45-51.300 [1].Образцы твердой изоляции
отобрать в начале вскрытия и перед заливкой активной части
маслом.Номенклатура показателей
и результаты испытаний и измерений маслонаполненных вводов
представляются в таблице 1.Таблица 1 — Результаты
испытаний, измерений маслонаполненных вводов

Наименование

Показатели

Нейтраль

Примечание

ВН

СН

Номера ввода

А

В

С

А

В

С

Данные приводятся в числителе
— после ремонта, в знаменателе — до ремонта.

Испытательное напряжение,
кВ

2
Нормативные ссылки

В
настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие
стандарты и другие нормативные документы:Федеральный
закон РФ от 27.12.2002 N 184-ФЗ «О техническом
регулировании»ГОСТ
9.032-74 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Группы, технические
требования и обозначенияГОСТ
9.104-79 ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные.

Группы условий
эксплуатации и основные параметры методов окрашиванияГОСТ
12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда.
Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования
безопасностиГОСТ
12.2.024-87 Система стандартов безопасности труда. Шум.
Трансформаторы силовые масляные. Нормы и методы контроляГОСТ
27.

ЧИТАТЬ ДАЛЕЕ:  Газовый конденсационный котел: плюсы и минусы, принцип работы

002-89* Надежность в технике. Основные понятия. Термины и
определения________________*
На территории Российской Федерации документ не действует. Действует
ГОСТ Р
27.002-2009, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя
базы данных. ГОСТ
645-89 Бумага кабельная для изоляции кабелей на напряжение от
110 до 500 кВ.

Технические условияГОСТ
721-77 Системы электроснабжения, сети, источники,
преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные
напряжения свыше 1000 ВГОСТ
901-78 Лаки бакелитовые. Технические условияГОСТ
1033-79 Смазка солидол жировой. Технические условияГОСТ
1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от
3 до 500 кВ.

Требования к электрической прочности изоляцииГОСТ
1516.2-97 Электрооборудование и электроустановки переменного
тока на напряжения 3 кВ и выше. Общие методы испытаний
электрической прочности изоляцииГОСТ
3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромагнитных
испытанийГОСТ
3484.3-88 Трансформаторы силовые.

ГОСТ
3826-82 Сетки проволочные тканые с квадратными ячейками.
Технические условияГОСТ
3956-76 Силикагель технический. Технические условияГОСТ
4194-88 Картон электроизоляционный для трансформаторов и
аппаратов с масляным заполнением. Технические условияГОСТ
4514-78 Ленты для электропромышленности.

Технические
условияГОСТ
6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения
механических примесейГОСТ
8008-75 Трансформаторы силовые. Методы испытаний устройств
переключения ответвлений обмотокГОСТ
8726-88 Трубки электротехнические бумажно-бакелитовые.
Технические условияГОСТ
8984-75 Силикагель-индикатор.

Технические условияГОСТ
11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические условияГОСТ
12769-85 Бумага электроизоляционная крепированная. Технические
условияГОСТ
12855-77 Пластина резиновая для трансформаторов. Технические
условияГОСТ
12965-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения
классов напряжения 110 и 150 кВ.

Технические условияГОСТ
13873-81 Изоляторы керамические. Требования к качеству
поверхностиГОСТ
15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия.
Термины и определенияГОСТ
16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания
и контроль качества продукции. Основные термины и определенияГОСТ
17512-82 Электрооборудование и электроустановки на напряжение 3
кВ и выше.

Текущий ремонт силовых трансформаторов

Методы измерения при испытаниях высоким напряжениемГОСТ
17544-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения
классов напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. Технические условияГОСТ
18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники.
Термины и определенияГОСТ
19249-73 Соединения паяные.

Основные типы и параметрыГОСТ
19738-74 Припои серебряные. МаркиГОСТ
20690-75 Электрооборудование переменного тока на напряжение 750
кВ. Требования к электрической прочности изоляцииГОСТ
22756-77 Трансформаторы (силовые и напряжения) и реакторы.
Методы испытаний электрической прочности изоляции

ГОСТ
24126-80 Устройства регулирования напряжения силовых
трансформаторов под нагрузкой. Общие технические условияГОСТ
24874-91 Бумага электроизоляционная трансформаторная.
Технические условияСТО
утвержден Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» N 275 от 23.04.07 г.
Тепловые и гидравлические станции. Методики оценки качества ремонта
энергетического оборудования*_________________*
Вероятно ошибка оригинала.

СТО утвержденный Приказом ОАО РАО «ЕЭС
России» N 275 от 23.04.2007 имеет название «Тепловые
и гидравлические электростанции. Методика оценки качества ремонта
энергетического оборудования. Основные положения». Документ не
действует. Действует СТО
70238424.27.100.012-2008 с наименованием «Тепловые и
гидравлические станции.

Методики оценки качества ремонта
энергетического оборудования», утвержденный приказом
НП «ИНВЭЛ» от 01.07.2008 N 12/9. — Примечание изготовителя базы
данных. СТО
17330282.27.100.006-2008* Ремонт и техническое обслуживание
оборудования, зданий и сооружений электрических станций и сетей.
Условия выполнения работ подрядными организациями.

СТО
17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и
определенияСТО
70238424.27.100.017-2009 Тепловые электростанции. Ремонт и
техническое обслуживание оборудования, зданий и сооружений.
Организация производственных процессов. Нормы и требованияПримечание — При
пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе
общего пользования — на официальном сайте национального органа
Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по
ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные
стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего
года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным
указателям, опубликованным в текущем году.

3
Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1.1 требование:
Норма, правила, совокупность условий, установленных в документе
(нормативной и технической документации, чертеже, стандарте),
которым должны соответствовать изделие или процесс.

3.1.2
характеристика: Отличительное свойство. В данном контексте
характеристики физические (механические, электрические, химические)
и функциональные (производительность, мощность …).

3.1.3 характеристика
качества: Присущая характеристика продукции, процесса или
системы, вытекающая из требований.

Текущий ремонт силовых трансформаторов

3.1.4 качество
отремонтированного оборудования: Степень соответствия
совокупности присущих оборудованию характеристик качества,
полученных в результате выполнения его ремонта, требованиям,
установленным в нормативной и технической документации.

3.1.5 качество ремонта
оборудования: Степень выполнения требований, установленных в
нормативной и технической документации, при реализации комплекса
операций по восстановлению исправности или работоспособности
оборудования или его составных частей.

3.1.6 оценка качества
ремонта оборудования: Установление степени соответствия
результатов, полученных при освидетельствовании, дефектации,
контроле и испытаниях после устранения дефектов, характеристикам
качества оборудования, установленным в нормативной и технической
документации.

3.1.7 технические
условия на капитальный ремонт: Нормативный документ, содержащий
требования к дефектации изделия и его составных частей, способы
ремонта для устранения дефектов, технические требования, значения
показателей и нормы качества, которым должно удовлетворять изделие
после капитального ремонта, требования к контролю и испытаниям
оборудования в процессе ремонта и после ремонта.

3.2 Обозначения и
сокращенияВ
настоящем стандарте применены следующие обозначения и
сокращения:НТД — Нормативная и
техническая документация.ППР — Проект производства
работ.РПН — Регулирование под
напряжением.

4
Общие положения

Текущий ремонт силовых трансформаторов

4.1 Подготовка
трансформаторов силовых масляных общего назначения (далее
трансформатор) к ремонту, вывод в ремонт, производство ремонтных
работ и приемка из ремонта должны производиться в соответствии с
нормами и требованиями СТО
70238424.27.100.017-2009.Требования к ремонтному
персоналу, гарантиям производителя работ по ремонту установлены
СТО
17330282.27.100.006-2008.

4.2 Выполнение требований
настоящего стандарта определяет оценку качества отремонтированных
трансформаторов. Порядок проведения оценки качества ремонта
трансформаторов устанавливается СТО,
утвержденным Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» N 275 от 23.04.07
г.

4.3 Требования настоящего
стандарта, кроме капитального, могут быть использованы при среднем
и текущем ремонтах трансформаторов. При этом учитываются следующие
особенности их применения:-
требования к составным частям и трансформаторам в целом в процессе
среднего или текущего ремонта применяются в соответствии с
выполняемой номенклатурой и объемом ремонтных работ;


требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей
качества отремонтированных трансформаторов с их нормативными и
доремонтными значениями при среднем ремонте применяются в полном
объеме;-
требования к объемам и методам испытаний и сравнению показателей
качества отремонтированных трансформаторов с их нормативными и
доремонтными значениями при текущем ремонте применяются в объеме,
определяемом техническим руководителем электростанции и достаточным
для установления работоспособности трансформаторов силовых
масляных.

4.4 При расхождении
требований настоящего стандарта с требованиями других НТД,
выпущенных до утверждения настоящего стандарта, необходимо
руководствоваться требованиями настоящего стандарта.При внесении
предприятием-изготовителем изменений в конструкторскую документацию
на трансформаторы и при выпуске нормативных документов органов
государственного надзора, которые повлекут за собой изменение
требований к отремонтированным составным частям и трансформаторам в
целом, следует руководствоваться вновь установленными требованиями
вышеуказанных документов до внесения соответствующих изменений в
настоящий стандарт.

ЧИТАТЬ ДАЛЕЕ:  Виды септиков для дачи и частного загородного дома как правильно выбрать и на каком из видов лучше всего остановиться

4.5 Требования настоящего
стандарта распространяются на капитальный ремонт трансформаторов в
течение полного срока службы, установленного в НТД на поставку
трансформаторов или в других нормативных документах. При продлении
в установленном порядке продолжительности эксплуатации
трансформаторов сверх полного срока службы, требования настоящего
стандарта на ремонт применяются в разрешенный период эксплуатации с
учетом требований и выводов, содержащихся в документах на продление
продолжительности эксплуатации.

6
Общие технические требования

5.1 Конструктивные
характеристики, рабочие параметры и назначение трансформаторов
должны соответствовать ГОСТ
11677, ГОСТ
12965, ГОСТ
17544 и паспортам трансформаторов.

5.2 Стандарт разработан
на основе конструкторской, нормативной и технической документации
заводов-изготовителей: ОАО «Запорожтрансформатор», ОАО «ПК ХК
«Электрозавод», ОАО «Трансформатор» и ОАО «Уралэлектротяжмаш».

6.1 Ремонт
трансформаторов должен производиться в соответствии с проектом
производства работ (ППР).

6.2 Материалы и
комплектующие изделия, применяемые при ремонте трансформаторов, по
своим свойствам должны соответствовать указанным в конструкторской
документации и удовлетворять требованиям действующих стандартов или
технических условий. Качество материалов и комплектующих изделий
должно быть подтверждено сертификатами заводов-поставщиков или
протоколами испытаний образцов.

6.3 Перед дефектацией
составные части трансформатора (бак, расширитель, предохранительная
труба, радиаторы или охладители, фильтры, а также активная часть)
должны быть очищены от загрязнений и коррозии. Активная часть
должна быть промыта сухим трансформаторным маслом, соответствующим
классу напряжения ремонтируемого трансформатора, см. СО
34.45-51.300 [1].

6.4 При дефектации
составных частей трансформатора необходимо использовать виды
контроля и испытаний по ГОСТ
16504:-
технический осмотр;-
измерительный контроль;-
гидравлические испытания;-
электрические испытания.

6.5 По результатам
технического осмотра и испытаний составные части трансформатора
подразделяются на три группы:-
годные к эксплуатации без ремонта;-
требующие ремонта;-
подлежащие замене.

6.6 Замене подлежат
составные части, ремонт которых не гарантирует восстановления их
технических характеристик или экономически нецелесообразен.

6.7 Конструкция
восстанавливаемых составных частей трансформатора должна
соответствовать чертежам завода-изготовителя. Допускается
применение чертежей ремонтного предприятия, выполненных на
основании измерений составных частей, требующих замены или
восстановления.

6.8 Повторному
использованию не подлежат маслоуплотнительные прокладки,
сальниковые набивки, шнуры.

Схема проверки полярности измерительного трансформатора

6.9 При разборке
трансформатора следует проверить наличие маркировки деталей и
составных частей; при отсутствии маркировки — нанести ее в
соответствии с чертежами.

6.10 Изделия для
уплотнения разъемов должны быть выполнены из резины по ГОСТ
12855.

6.11 Трансформаторное
масло для заполнения трансформаторов в соответствии с классом
напряжения данного трансформатора должно удовлетворять требованиям
СО
34.45-51.300 [1]. Допускается применять смеси трансформаторных
масел в соответствии с руководящими документами на силовые масляные
трансформаторы предприятия-изготовителя.

6.12 Изоляционные
материалы, запасные части, сборочные единицы и детали следует
хранить в соответствии с нормативно-технической документацией на
поставку.

6.13 Ремонт
трансформатора должен проводиться в соответствии с требованиями
технологических инструкций. Пооперационные испытания
трансформаторов в процессе ремонта должны соответствовать
требованиям настоящего стандарта.

6.14 Крепежные изделия
должны соответствовать стандартам и чертежам.

6.15 Состояние резьбы
необходимо проверять визуально и навинчиванием гаек от руки.

6.16 Крепежные изделия с
поврежденными резьбовыми поверхностями должны быть заменены при
наличии:-
выкрашивания или срывов резьбы на длине более одного шага;-
трещин;-
забоин;-
задиров;-
повреждений граней на гайках и головках болтов более 5%
номинального размера.

6.17 Крепежные изделия с
резьбовыми поверхностями подлежат ремонту при повреждениях резьбы
более 10% длины витка. Дефект следует устранять прогонкой
резьбонарезным инструментом.

6.18 Повреждения гладкой
части болтов (шпилек) должны быть устранены механической
обработкой. Допускается уменьшение диаметра не более 3% от
номинального.

6.19 Шплинты повторному
применению не подлежат.

6.20 Пружинные шайбы
повторному использованию не подлежат.

6.21 Шпонки должны быть
заменены при наличии вмятин, сколов и задиров. При нарушении стенок
шпоночного паза допускается увеличение его ширины не более чем на
15% с установкой новой шпонки.

6.22 Штифты подлежат
замене при износе и ослаблении посадки.

7
Требования к составным частям

7.1 Требования к
обмоткам

7.1.1 Обмотки должны
соответствовать требованиям рабочих чертежей завода-изготовителя и
настоящего стандарта.

7.1.2.1 Изоляционные
детали обмоток не должны иметь расслоений, рваных краев, «ворса»,
заусенцев и загрязнений, наплывов и пузырьков лака.

7.1.2.2
Электротехнические бумажно-бакелитовые цилиндры должны
соответствовать требованиям ГОСТ
8726.

7.1.2.3 Кабельная бумага
должна соответствовать ГОСТ
645, бумага электроизоляционная трансформаторная — ГОСТ
24874, телефонная бумага — ГОСТ
3553, крепированная бумага — ГОСТ
12769, лакоткань — техническим условиям на изготовление данного
материала, киперная и тафтяная ленты — ГОСТ
4514.

7.1.3 При намотке обмоток
необходимо производить визуальный контроль изоляции проводов.
Поврежденную изоляцию проводов следует срезать на конус длиной,
равной десятикратной толщине изоляции.Восстановить изоляцию
необходимо в соответствии с типовой технологической инструкцией на
ремонт и перемотку обмоток трансформаторов силовых масляных
кабельной или электроизоляционной трансформаторной бумагой,
бандажировать крепированной бумагой или подклеивать концы бумаги
бакелитовым лаком ГОСТ
901 или клеем КМЦ 55/500, изготовленным в соответствии с
техническими условиями на изготовление метилцеллюлозных клеев, либо
типовой технологической инструкции на изготовление главной и
продольной изоляции обмоток трансформаторов.

7.1.4 В процессе намотки,
отделки и ремонта, а также перед насадкой обмотки необходимо
проводить контроль ее геометрических размеров и визуальный контроль
качества в соответствии с типовой технологической инструкцией на
ремонт и перемотку обмоток трансформаторов силовых масляных.

7.1.4.1 Предельные
отклонения внутреннего и наружного диаметров обмоток, а также
овальность обмоток должны находиться в пределах допусков.

7.1.4.2 Рейки обмоток
должны выступать за прокладки в радиальном направлении не менее чем
на 1,5 мм.

7.1.4.3 Толщина реек
может быть уменьшена от 1 до 2 мм по сравнению с размером,
указанным на чертеже, если внутренние и наружные диаметры обмоток
не укладываются в предельные отклонения. При этом должны быть
выдержаны требования к разности установочных размеров по диагонали
по остову трансформатора, см. 7.2.5.

7.1.4.4 Расхождение
расстояний между любой парой реек не должно быть более ±5 мм.

7.1.4.5 Отклонение оси
прокладок от вертикали не должно быть более ±5 мм.

7.1.4.6 Катушки обмотки
должны иметь плотную намотку. Намотку считать плотной, если между
проводами катушек под вторым витком в четырех — пяти местах по
окружности не входит полоса картона толщиной 0,5 мм и шириной 60
мм.

7.1.4.7 Соединения в
обмотках проводов между собой, проводов с проводом емкостного
кольца, проводов с регулировочными отводами должны соответствовать
требованиям ГОСТ
19249 и чертежа.

7.1.4.8 Пайку медных
проводов следует производить серебряным припоем ГОСТ
19738.

7.1.4.9 При выполнении
пайки обмотки должны быть защищены от попадания в них металлических
опилок и брызг.

ЧИТАТЬ ДАЛЕЕ:  Неисправности стиральной машины Индезит Оставить комментарий

7.1.4.10 Поврежденную в
процессе пайки изоляцию необходимо восстановить по результатам
визуального контроля состояния изоляции проводов обмоток.

7.1.4.11 При изолировании
мест соединения проводов с изоляцией толщиной 0,55; 0,72; 0,96 мм
поверх изоляции из телефонной бумаги следует установить коробочки
из электроизоляционного картона толщиной 0,5 мм длиной от 80 до 100
мм. Коробочки устанавливаются с двух сторон и бандажируются
крепированной бумагой или тафтяной лентой в один слой с перекрытием
0,5 ширины ленты.

7.1.5 Замыкания между
параллельными проводами, витками и обрывы проводов в обмотках не
допускаются.

7.1.6 При проведении
измерений обмотки должны быть запрессованы усилием в соответствии с
требованиями типовых технологических инструкций на капитальный
ремонт трансформаторов силовых масляных общего назначения.

7.1.7 Перед насадкой
обмотки должны пройти сушку в соответствии с требованиями типовых
технологических инструкций на капитальный ремонт трансформаторов
силовых масляных общего назначения.

7.2 Требования к
остову

7.2.1 Пластины магнитной
системы не должны иметь забоин, надрывов, мест подгаров лакового
покрытия и активной стали.

7.2.2 При нанесении
дополнительного покрытия на пластины допускается подгар или
пропуски лаковой пленки, если количество таких пластин не превышает
5% одного типоразмера в соответствии с отраслевым стандартом на
остовы с шихтованной магнитной системой; допустимый подгар или
пропуски лаковой пленки — менее 3% площади поверхности
пластины.

7.2.3 Удельное
электрическое сопротивление одной пластины после нанесения
дополнительного покрытия должно быть не менее 0,2·10 Ом·м.

7.2.4 При сборке
магнитной системы зачищенные от подгаров лакового покрытия и
заизолированные места на соседних пластинах не должны
совпадать.

7.2.5 При закладке пакета
разность установочных размеров по диагонали не должна быть более 2
мм для размера до 2000 мм и 3 мм для размера более 2000 мм.При зашихтовке магнитной
системы трансформаторов до 1000 кВА разность установочных размеров
по диагонали не нормируется.

7.2.6 Магнитная система
должна удовлетворять следующим требованиям:-
зазоры в местах стыков и «гребешки» пластин должны быть не более
1,5 мм;-
нахлест пластин не допускается;-
на собранном остове разрешается наличие зазоров и «гребешков» до 2
мм, если их количество не превышает 10% общего количества стыков, и
до 2,5 мм, если их количество не превышает 5% общего количества
стыков.

Устройство цеалитовой установки

7.2.7 Разновысотность
полок нижних ярмовых балок одна относительно другой не должна
превышать 3 мм для трансформаторов мощностью до 6300 кВ·А, 5 мм —
мощностью до 10000 кВ·А включительно и 8 мм — мощностью более 10000
кВ·А.

7.2.8 Затяжку ярма
необходимо производить равномерно. При этом давление в центральном
пакете должно находиться в пределах от 0,2 до 0,4 МПа (от 2 до 4
кгс/см).

7.2.9 Отклонение оси
стержня от вертикали для трансформаторов мощностью свыше 6300 кВ·А
не должно быть более 1,5 мм на один метр высоты.Для остовов 1, 2 и 3
габаритов отклонение оси стержня от вертикали не нормируется.

7.2.10 Магнитные системы
трансформаторов и металлические конструктивные элементы должны
иметь надежное металлическое соединение с баком (заземление).

7.2.11 Изоляция стяжных
шпилек, бандажей, полубандажей и ярмовых балок относительно
активной стали до и после опрессовки должна удовлетворять
требованиям конструкторской, нормативной и технической документации
завода-изготовителя силовых масляных трансформаторов и СО
34.45-51.300 [1].

7.3 Требования к
активной части

7.3.1 Изоляционные детали
должны быть выполнены в соответствии с рабочими чертежами
завода-изготовителя.

7.3.2 При сборке не
должна применяться загрязненная изоляция и изоляция с
повреждениями. Контроль — визуальный.

7.3.3 Смещения полок
нижних ярмовых балок друг относительно друга необходимо устранить
путем подгонки изоляции по месту.

7.3.4 Отклонения размеров
взаимного расположения элементов изоляции должны соответствовать
техническим требованиям предприятия-изготовителя, регламентирующим
отклонение линейных геометрических размеров активных частей силовых
трансформаторов.

7.3.4.1 Оси смежных
прокладок уравнительной и ярмовой изоляции, установленных между
плоскостями обмотки и ярмовыми балками, не должны иметь смещение
друг относительно друга более чем на 6 мм для трансформаторов
мощностью до 63000 кВ·А и 10 мм — для трансформаторов мощностью
свыше 63000 кВ·А.

7.3.4.2 При намотке
цилиндров из электроизоляционного картона стыки листов в слоях по
окружности необходимо смещать не менее чем на два поля обмотки, при
этом перекрытие листов должно быть: при толщине электрокартона 3 мм
— (150±25) мм, при толщине 2 мм — (100±15) мм.

7.3.4.3 После намотки,
перед насадкой обмоток, необходимо проверить диаметр цилиндра на
соответствие чертежу завода-изготовителя. Измерение следует
производить в двух местах по высоте цилиндра: 0,25Н и 0,75Н, где Н
— высота цилиндра, по двум взаимно перпендикулярным осям. Насадка
обмоток должна быть плотной.

7.3.4.4 В насаженных
обмотках допускается смещение вертикальных осей дистанционных
прокладок относительно прокладок концевой изоляции обмоток в
пределах 10 мм.При этом дистанционные
прокладки обмоток не должны выходить за пределы прокладок концевой
изоляции.

Ремонт ввода трансформатора

7.3.4.5 Предельные
отклонения размеров между осями промежуточных реек активной части
по отношению к рейкам обмоток не должно быть более ±10 мм.

7.3.4.6 Направляющие
полосы, используемые для установки угловых шайб, разрешается не
удалять при условии:-
если ширина полосы не превышает высоты угловой шайбы и при этом
полоса оседает на кольцо из электрокартона;-
если полоса не имеет механических повреждений (складок, вмятин,
надрывов).

7.3.5 Зазор между
цилиндрами и прессующими кольцами должен быть:-
не менее 8 мм для трансформаторов классов напряжения до 35 кВ;-
17 мм для трансформаторов классов напряжения 110 и 150 кВ;-
20 мм для трансформаторов классов напряжения от 220 до 750 кВ.

7.3.6 Крепление отводов
должно удовлетворять следующим требованиям:-
деревянные, гетинаксовые планки, бумажно-бакелитовые трубки не
должны иметь трещин, искривлений и надколов; поврежденные детали
необходимо заменить новыми, предварительно просушенными при
температуре от 100 до 105 °С в течение 48 часов и пропитанными
сухим трансформаторным маслом при температуре масла 50 °С;


изолированные отводы не должны иметь нарушений целостности
изоляции, оплетки или бандажа;-
изгиб изолированного гибкого провода должен быть выполнен радиусом,
равным не менее пяти диаметров провода с изоляцией;-
гибкие соединения не должны иметь повреждений отдельных лент,
складок, забоин, изломов;


поврежденные соединения необходимо заменить новыми, изготовленными
из луженой медной ленты тех же размеров;-
резьбовые соединения элементов крепления и несущей конструкции
отводов, а также выводов переключателей должны быть тщательно
затянуты и застопорены от самоотвинчивания (стальные крепежные
изделия — кернением в трех точках).

Оцените статью
MALIVICE.RU
Adblock
detector