Ремонт трансформаторов
Организация ремонта трансформатора без разработки активной части в сравнении с организацией монтажа трансформатора наряду со сходством имеет отличие. Ремонт трансформатора отличается большей сложностью и объемом выполняемых работ.
Качественное выполнение ремонтных работ в оптимальные сроки с привлечением обоснованной численности ремонтного персонала возможно только после предварительной подготовки и организации работ, для чего разрабатывается и утверждается в установленном порядке проект организации работ (ПОР).
При разработке ПОР учитываются условия выполнения капитального ремонта трансформаторов на конкретном энергообъекте. Лучшие условия для проведения такого вида ремонта можно обеспечить на гидростанциях при производстве работ на торце машинного зала или в ТМХ. К примеру, все требования для качественного выполнения капитального ремонта обеспечиваются на Волжской ГЭС имени В.И. Ленина, Братской ГЭС и других электростанциях. С худшими условиями для проведения капитального ремонта трансформаторов ремонтные и эксплуатационные организации сталкиваются на подстанциях, не имеющих ТМХ, когда ремонт производится на собственном фундаменте.
Капитальный ремонт можно выполнить в полном объеме с соблюдением всех требований только с подъемом съемной части бака, т.е. с вскрытием активной части. При вскрытии активной части обеспечивается максимальный доступ к ее элементам и узлам.
Однако любое вскрытие активной части нежелательно, так как оно сопряжено с возможным увлажнением и загрязнением изоляции активной части, что наносит трансформатору значительно больший вред. Поэтому в ряде случаев капитальный ремонт, особенно в условиях подстанций без ТМХ, целесообразно выполнять без подъема колокола, с частичным сливом масла, при котором главная изоляция и обмотки полностью погружены в масле. Такое ограничение объема капитального ремонта возможно.
Проект организации работ включает в себя все технологические операции: снятие трансформатора с места установки, транспортировка и последующее вскрытие активной части и проведение ремонтных работ, сдача эксплуатационному персоналу после завершения всего комплекса работ.
Схема типового капитального ремонта трансформатора может несколько измениться в случае проведения ремонта группы однофазных трансформаторов (или двух трехфазных трансформаторов), установленных на подстанции, или энергоблока. Сетевой график ремонта трансформаторов в зависимости от срока ремонта энергоблока предусматривает параллельное или последовательное выполнение технологических операций с привлечением оптимальной численности и квалификации ремонтного персонала.
Помещение, где производится разборка и сборка трансформатора, как правило, должно иметь железнодорожный въезд на глубину не менее 30 м и иметь якорь для закрепления полиспаста. При разборке для вертикального перемещения узлов трансформатора предусматривается тихоходное грузоподъемное оборудование, рассчитанное по грузоподъемности на снятие наиболее тяжелой части трансформатора (съемной части бака). В помещении устанавливается на время ремонта необходимое ремонтное технологическое оборудование.
Место ремонта охладителей оснащается грузоподъемным и другим технологическим оборудованием (маслонасосы, гидравлический пресс и т.п.). Для производства сварочных работ выделяется специальный участок, отвечающий всем требованиям пожарной безопасности. На этом участке производятся сварочные работы всех узлов трансформатора.
Ремонт арматуры и мелких узлов трансформатора выполняется в помещении, оборудованном слесарным верстаком со слесарным инструментом, а также маслонасосом и грузоподъемными механизмами. Помещение должно иметь связь с маслохозяйством (или иметь емкости чистого и отработанного масла).
Участок ремонта вводов должен находиться в зоне обслуживания подъемным оборудованием, на случай замены масла предусматривается трубопроводная связь с емкостями чистого и использованного масла, и должна обеспечиваться защита фарфоровых покрышек от механических воздействий. Кроме того, на ремонтной площадке предусматривается прогрев и возможность проведения испытания и измерения характеристик ввода.
Участок ремонта бака, расширителя, выхлопной трубы и других элементов находится также в поле обслуживания грузоподъемным оборудованием. На этом участке должно предусматриваться безопасное проведение сварочных работ.
Осмотр и ремонт активной части производится после проведения всех подготовительных работ согласно ПОР.
Вскрытию активной части трансформатора предшествуют работы по снятию трансформатора с фундамента и его перемещение на ремонтную площадку. Для предупреждения повреждений скорость перемещения трансформатора на собственных каретках не превышает 8 м/мин. Операции поворота катков и перекатки трансформатора по продольной и поперечной осям на пути перемещения производятся с помощью гидродомкратов, которые на крестовинах железнодорожного пути располагаются под днищем бака в специально предназначенные для их установки места. Подъем трансформатора с помощью гидродомкратов осуществляется плавно с равномерным распределением нагрузки между домкратами, при этом контроль за работой гидродомкратов производится по манометрам гидродомкратного устройства.
Прибывший на ремонтную площадку трансформатор располагается так, чтобы с помощью грузоподъемного оборудования можно было произвести операции по снятию всех узлов, располагаемых на баке трансформатора.
Перед вскрытием активной части трансформатор прогревается, при этом температура активной части в процессе всего периода последующей разгерметизации должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха (на ремонтной площадке) не менее чем на 5 °С и во всех случаях не снижалась ниже +10 °С. Целесообразно в период прогрева снять с бака охладители системы охлаждения (навесной).
Время пребывания активной части без масла во вскрытом состоянии на ремонтной площадке строго регламентировано и зависит от класса изоляции трансформатора. Так, при относительной влажности до 75 % это время не более 32 ч, а при относительной влажности до 85 % 20 ч. Поэтому работы по снятию узлов трансформатора, расположенных на баке трансформатора, так же как и снятие "колокола", производятся оперативно в определенной последовательности с соблюдением всех требований согласно их весовым данным и схемам строповки. Особенно тщательно выдерживается угол строповки при снятии (установке) вводов напряжением ПО кВ и более, как правило, располагаемых на баке под углом. В практике отмечены случаи, когда из-за неправильной строповки при подъеме вводов повреждались их бакелитовые цилиндры. Чтобы исключить увлажнение снятых изоляционных деталей, их помещают в емкости с маслом. Снятые с бака вводы 110 кВ и более устанавливают на хранение в специальные стойки.
При подъеме съемной части бака тщательно проверяются балансировка и отсутствие касания бака с активной частью.
До подъема съемной части бака ("колокола") демонтируется переключающее устройство на трансформаторах с РПН. Целесообразно при этом произвести маркировку отводов, что обеспечит дальнейшую оперативную сборку схемы отводов.
На магнитопроводе устраняются все замеченные недостатки ярмовых балок и прессующих устройств винтов с последующим доведением прессовки до норм. При выявлении замыкания между заземленными частями конструкции магнитопровода выполняются работы по обнаружению и устранению мест замыкания путем создания зазора (около 8 мм) или прокладывания электрокартона толщиной более 3 мм в месте касания. При необходимости дефектная изоляция заменяется на новую. Выявляются и устраняются причины перегревов на участках элементов магнитопровода. После выполнения всех работ производится очистка узлов магнитопровода.
Обмотки и изоляция тщательно осматриваются. Выявляются места касания изоляционных (междуфазных) перегородок и обмоток (отводов). Наличие мест касания в изоляционной конструкции недопустимо и чревато возможными повреждениями. Места касания тщательно проверяются, и при обнаружении следов электрических разрядов принимаются меры по восстановлению изоляции мест повреждений, а также обеспечиваются необходимые изоляционные расстояния, которые от прессующих колец и других заземленных частей до изоляционной перегородки должны быть не менее 30 мм.
В процессе работы трансформатора на него воздействуют собственная вибрация и токи короткого замыкания. Под их воздействием в случае недостаточной запрессовки обмоток происходит смещение элементов (прокладок) обмоток, а также возможна деформация обмоток. Поэтому при осмотре обмоток, расположенных снаружи активной части, проверяют их в доступных местах на вертикальность столбов прокладок (смещение по вертикали относительно друг друга не должно превышать 10 мм). При необходимости выравнивают столбы прокладок, предварительно распрессовав полностью обмотки. Сложнее с внутренними по расположению обмотками, как правило, СН и НН. Эти обмотки осмотреть возможно только с торцевой поверхности сверху активной части.
Кроме работ по устранению недостатков обмоток производится проверка и устранение других недостатков, обнаруживаемых на элементах и узлах конструкции активной части:
восстанавливается затяжка узлов крепления внешней изоляции. Ослабленные крепления подтягиваются и предохраняются от самоотвинчивания, при этом допускается в изоляции сверление новых отверстий при смещении изоляции перегородок экранов в узле крепления;
если дефектные элементы крепления (например, буковые) подлежат замене, то новые элементы крепления должны быть предварительно просушены в течение не менее 48 ч при температуре 100105 °С.
Необходимо помнить, что при ухудшении качества паек, сопровождающемся недопустимым перегревом, изоляция в зоне дефектной пайки интенсивно стареет, темнеет и по цвету отличается от изоляции на соседних здоровых участках изоляции отводов. Поэтому отводы по всей длине тщательно осматриваются, особенно внимательно, если результаты хроматографического анализа масла, выполненного перед ремонтом, неудовлетворительны. При выявлении на длине отводов мест изоляции с резким потемнением на дефектном участке срезается изоляция под конус (длина конуса должна составлять не менее десятикратной толщины изоляции отвода). Удалив изоляцию, проверяют состояние пайки и при необходимости перепаивают и вновь изолируют тем же изоляционным материалом, предварительно осушенным.
Если прессующие кольца обмоток сдвинуты и при раздельной прессовке касаются друг друга, то их центруют, перемещая в радиальном направлении относительно обмоток так, чтобы зазор между кольцами соответствовал требованиям чертежа. Поврежденные шинки заземления прессующих колец заменяются на новые, которые должны быть пролужены оловянистым припоем и изолированы по всей длине сначала слоем лакоткани (толщиной 2 мм), а затем киперной лентой с перекрытием. Шинки заземления присоединяются к кольцам и ярмовой балке без натяга с некоторым припуском.
Технологические операции по подпрессовке обмоток выполняются с помощью гидродомкратов (или тарированных ключей). Усилия запрессовки должны соответствовать нормам, приведенным в инструкции по эксплуатации. Наиболее качественная запрессовка обмоток обеспечивается при одновременной прессовке всех прессующих колец (всех стержней магнитопровода), что необходимо особенно при прессовке трансформаторов 100 МВА и более. Такая прессовка возможна при установке на прессующие кольца обмоток значительного количества гидродомкратов. В большинстве случаев прессовка обмоток выполняется раздельно по каждой обмотке из-за ограниченного количества гидродомкратов. Сначала прессуются обмотки с большими, а затем обмотки с меньшими усилиями запрессовки. Если же производить прессовку наоборот, т.е. сначала прессовать обмотку, требующую меньших усилий, то предыдущие обмотки могут оказаться распрессованными.
Для определения степени изношенности изоляции отбираются образцы витковой изоляции, электрокартона изоляционных барьеров. По условной классификации механическая прочность изоляции подразделяется на классы:
1й класс изоляция эластичная; при полном сгибе вдвое изоляция не ломается;
2й класс изоляция твердая; при полном сгибе вдвое образуются трещины;
3й класс изоляция хрупкая; при полном сгибе изоляция ломается;
4й класс изоляция хрупкая; при сгибе до прямого угла изоляция ломается.
У трансформаторов, имеющих переключатель ответвлений ПБВ, необходимо тщательно проверить исправность контактов и достаточность их нажатия.
После выявления и устранения недостатков активная часть промывается струей сухого горячего масла (60 °С); желательно применять масло той же марки, что и масло, которым был заполнен трансформатор, или же в крайнем случае маслом, не уступающим по качеству, допущенным к смешиванию. Так как в большинстве случаев активная часть промывается на собственном поддоне бака, то после промывки удаляются с поддона остатки масла и он протирается насухо.
В соответствии с ПОР (сетевым графиком) параллельно с работами на активной части производятся работы по ремонту системы охлаждения, быстродействующих переключающих устройств и других демонтированных узлов.