Реферат/Курсовая – Правила безопасности при монтаже, ремонте и обслуживании ВЛ.

При осмотре трассы ВЛ электромонтер проверяет охранную зону, просеку, разрывы.

Охранная зона L определяется прямыми 1 (рис. 1.1), отстоящими от проекции крайних проводов 2 на расстояние 1, которое зависит от номинального значения напряжения ВЛ (для ВЛ до 20 кВ включительно 1 = 10 м).

Рис. 1.1 Охранная зона

Просеки устраиваются при прохождении линии в лесных массивах и зеленых насаждениях. При этом ширина просеки (рис. 1.2) С = А 6м при h4м, где С — нормируемая ширина просеки, А — расстояние между крайними проводами, h — высота деревьев.

Рис. 1.2. Определение ширины просеки

В парках и заповедниках ширину просеки разрешается уменьшать, а в фруктовых садах при высоте деревьев до 4 м вырубка просеки необязательна.

Разрыв определяется расстоянием по горизонтали от крайних проводов линии при их наибольшем отклонении до ближайших выступающих частей здания или сооружения. Для ВЛ до 20 кВ разрыв должен быть не менее 2 м.

В охранной зоне запрещается размещение стогов сена и соломы, лесоматериалов и других горючих веществ, т. к. при воспламенении может произойти замыкание на землю. Вблизи проводов и опор запрещаются земляные работы, прокладка коммуникаций, дорог и т. д.

При прохождении ВЛ с деревянными опорами в местах, где возможны низовые пожары, вокруг каждой опоры в радиусе 2 м земля должна быть очищена от травы и кустарников или же применены железобетонные приставки.

При выполнении работ вблизи ВЛ с использованием механизмов расстояние от их выдвижных частей до проводов должно быть не менее 1,5 м. При пересечении дороги с ВЛ с обеих сторон устанавливаются сигнальные знаки с указанием допустимой высоты для транспорта с грузом.

Проверка положения опор

При осмотре трассы ВЛ контролируется степень отклонения опор сверх допустимых норм от вертикального положения, вдоль и поперек линии.

Отклонение вертикальных частей опоры от нормального положения проверяют по отвесу (рис. 1.3) или с помощью геодезических приборов. Изменение положения горизонтальных частей проверяют на глаз (рис.1.4) или с помощью теодолита.

Рис. 1.3. Определение положения опор

Рис.1.4. Определение положения траверсы

При определении наклона по отвесу необходимо отойти от опоры на такое расстояние, чтобы нить отвеса проектировалась на вершине опоры. Наблюдая за нитью отвеса у поверхности земли, замечают какой-либо предмет. Замерив расстояние от него до оси основания опоры, определяют величину наклона. Более точные результаты при замерах получают с использованием специальных геодезических приборов.

Проверка состояния опор

При осмотрах железобетонных опор основное внимание должно быть уделено выявлению видимых дефектов. К таким дефектам относятся плохое сцепление арматуры с бетоном, односторонний сдвиг арматурного каркаса относительно оси ствола опоры.

В любом случае толщина защитной стенки бетона должна быть не менее 10 мм. Особенно тщательно обследуются трещины, так как при дальнейшей эксплуатации они приводят к коррозии арматуры и разрушению бетона преимущественно на уровне грунтовых вод. Для железобетонных опор допускается наличие не более 6 кольцевых трещин на один погонный метр шириной до 0,2 мм.

Механические повреждения железобетонных опор возможны при неправильной организации монтажных и восстановительных работ, а также при случайных наездах транспортных средств.

Главным недостатком деревянных опор является загнивание. Основным средством борьбы с поражением древесины является пропитка материала опор антисептиками. При обслуживании воздушных линий электропередачи степень загнивания древесины деталей опор периодически контролируется. При этом определяются места загнивания и замеряется глубина распространения гнили.

В сухую и неморозную погоду опору простукивают для установления загнивания сердцевины. Чистый и звонкий звук характеризует здоровую древесину, глухой звук указывает на наличие загнивания.

Для проверки загнивания приставок их раскапывают на глубину 0,5 м. Величина загнивания определяется в наиболее опасных местах — на расстоянии 0,2 – 0,3 м ниже и выше уровня грунта. Измерения проводят прокалыванием деревянной опоры с фиксацией прилагаемого усилия. Опора считается здоровой, если на прокол первых слоев требуется приложить усилие, превышающее 300 Н.

Глубина загнивания определяется как среднее арифметическое трех измерений. Пораженный участок не должен превышать 5 см при диаметре опоры 20 – 25 см, 6 см при диаметре 25 – 30 см и 8 см при диаметре более 30 см.

В случае отсутствия прибора можно использовать обычный буравчик. В этом случае глубину загнивания определяют по внешнему виду стружки.

Для неразрушающего контроля наличия загнивания в деталях древесины опор в последнее время используется определитель загнивания. Этот прибор работает на принципе фиксации изменения ультразвуковых колебаний при прохождении через древесину. Индикатор прибора имеет три сектора — зеленый, желтый, красный, соответственно для определения отсутствия загнивания, незначительного и сильного загнивания.

В здоровой древесине колебания распространяются практически без затухания, а в пораженной части происходит частичное поглощение колебаний. Определитель состоит из излучателя и приемника, который прижимается к контролируемой древесине с противоположной стороны. С помощью определителя загнивания можно ориентировочно определить состояние древесины, в частности, для принятия решения о подъеме на опору для производства работ.

По завершению контроля, если делалось отверстие в древесине, оно закрывается антисептиком.

На ВЛ с деревянными опорами, кроме загнивания, может иметь место возгорание опор от действия токов утечки при загрязнениях и дефектах изоляторов.

Проверка проводов и тросов

После возникновения первых повреждений жил в проводе нагрузка на каждую из оставшихся возрастает, что ускоряет процесс их дальнейшего разрушения вплоть до обрыва.

При обрыве жил более 17 % общего сечения устанавливается ремонтная муфта или бандаж. Наложение бандажа в месте обрыва жил препятствует дальнейшему расплетению провода, однако при этом не восстанавливается механическая прочность.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) нормируют расстояние между проводами, а также между проводами и землей, проводами и любыми другими устройствами и сооружениями, находящимися в зоне трассы ВЛ. Так, расстояние от проводов до земли ВЛ 10 кВ должно быть 6 м (в труднодоступной местности — 5 м), до полотна шоссейной дороги — 7 м, до проводов связи и сигнализации — 2 м.

Важной характеристикой, позволяющей контролировать изменение габаритов ВЛ, является стрела провеса провода. Под стрелой провеса понимают расстояние по вертикали от наинизшей точки провеса провода в пролете до условной прямой линии, проходящей на уровне высоты подвеса провода.

Для измерения габаритов используются геодезические угломерные приборы, например, теодолит и штанги. Работа может выполняться под напряжением (используются изолирующие штанги) и со снятием напряжения.

При работе со штангой один из электромонтеров касается провода ВЛ концом штанги, другой замеряет расстояние до штанги. Проверка стрелы провеса может производиться путем глазомерного визирования. Для этого на двух смежных опорах закрепляются рейки.

Наблюдатель находится на одной из опор в таком положении, чтобы его глаза были на уровне рейки, вторая рейка перемещается по опоре до тех пор, пока низшая точка провисания не будет находиться на прямой, соединяющей обе визирные рейки.

Стрела провеса определяется как среднее арифметическое расстояние от точек подвеса проводов до каждой рейки. Габариты ВЛ должны удовлетворять требованиям ПУЭ. Фактическая стрела провеса не должна отличаться от проектной более чем на 5 %.

При измерениях учитывается температура окружающей среды. Фактические величины замеров приводятся к данным при температуре, обеспечивающей максимальное значение стрелы провеса, с помощью специальных таблиц. Измерение габаритов не рекомендуется проводить при ветре более 8 м/с.

Анализ работы воздушных линий электропередачи показывает, что около 30 % повреждений ВЛ связано с отказами изоляторов. Причины выхода из строя разнообразны. Сравнительно часто имеет место перекрытие изоляторов во время грозы из-за потери электрической прочности нескольких элементов в гирлянде, при повышенных механических усилиях из-за гололеда и пляски проводов. Способствуют процессу загрязнения изоляторов плохие погодные условия. При перекрытии может происходить повреждение и даже разрушение изоляторов.

При внешнем осмотре проверяется состояние фарфора, наличие трещин, сколов, повреждений и загрязнений. Изоляторы признаются дефектными, если трещины, сколы занимают 25 % поверхности, оплавлена и обожжена глазурь, наблюдается стойкое загрязнение поверхности.

Простейшим методом обнаружения пробитого изолятора является проверка наличия напряжения на каждом элементе гирлянды. Используется штанга длиной 2,5 – 3 м с металлическим наконечником в виде вилки. При проверке одним концом вилки касаются шапки одного изолятора, а другим соседнего. Если при отводе конца вилки от шапки искра не возникает — изолятор пробит.

Более точный метод — измерение напряжения, приходящегося на изолятор. Изолирующая штанга имеет на конце разрядник с регулируемым воздушным промежутком. Накладывая вилку штанги на металлические шапки изоляторов, добиваются разряда. Величина промежутка указывает на значение напряжения пробоя. Отсутствие пробоя свидетельствует о неисправности изолятора.

На ВЛ со снятым напряжением для контроля состояния изоляторов проводят измерение сопротивления изоляции мегаомметром напряжением 2500 В. Сопротивление каждого изолятора не должно быть менее 300 МОм.

Ремонт воздушных линий электропередачи

Для устранения дефектов, обнаруженных при осмотрах, составляется график отключения воздушных линий электропередачи для проведения ремонта.

Текущий ремонт воздушных линий электропередачи проводится ежегодно. Объем выполняемых работ включает: ремонт и выправку опор, замену поврежденных изоляторов, перетяжку отдельных участков сети, проверку трубчатых разрядников, вырубку разросшихся деревьев. При капитальном ремонте проводится плановая замена опор, перетяжка и выправка линий, замена неисправной арматуры. Капитальный ремонт низковольтных воздушных линий проводится один раз в 10 лет.

Ремонт деревянных опор

При эксплуатации воздушных линий электропередачи наблюдаются отклонения опор от вертикального положения. С течением времени величина наклона увеличивается и опора может упасть. Для восстановления нормального положения опоры используется лебедка. После правки почву вокруг опоры хорошо утрамбовывают. Если опора наклонилась в результате ослабления бандажа, производят его подтяжку.

Расположенные в земле деревянные части пасынка (опоры) подвергаются сравнительно быстрому загниванию. Для продления срока службы в местах повреждения устанавливают антисептические бандажи. Другая технология работ предусматривает заготовку гидроизоляционных листов с заранее наложенным антисептиком и последующую установку их на пораженное место.

В настоящее время часто практикуют замену поврежденных деревянных пасынков на железобетонные. Если меняют пасынок при хорошем состоянии остальной части опоры, то такую работу выполняют без снятия напряжения. Новый пасынок устанавливают с противоположной стороны (по отношению к старому пасынку), а старый удаляют.

Ремонт железобетонных опор

Выправку одностоечных железобетонных опор осуществляют с помощью телескопической вышки.

Различают следующие дефекты железобетонных опор: поперечные трещины, раковины, щели, пятна на бетоне.

При наличии поперечных трещин в зависимости от типа опоры производят окраску поверхности бетона в зоне трещин, заделку их полимерцементным раствором, установку бандажей и замену опор.

При ширине трещины более 0,6 мм, наличии раковин или отверстий площадью до 25 см2 устанавливают бандаж. Поврежденное место зачищают, размещают вертикальный или горизонтальный стальной каркас (сталь диаметром до 16 мм), делают опалубку и заливают бетоном. Края бандажа должны на 20 см перекрывать зону разрушения бетона.

При наличии продольных трещин длиной более 3 м на всей поверхности бетона, раковин или отверстий площадью более 25 см² производится замена опоры.

Чистка изоляторов может производиться на отключенной воздушной линии электропередачи протиркой вручную или на линии под напряжением путем обмыва изоляторов струей воды.

Замена неисправных изоляторов осуществляется без опускания или с опусканием провода. На воздушной линии, где масса провода небольшая, используется телескопическая вышка и провод не опускают.

После демонтажа вязок специальным ключом старый изолятор снимают со штыря, заменяют полиэтиленовый колпачок.

Регулировка стрел провеса проводов

Указанная операция проводится путем вставки или вырезки части провода. Перед началом работы расчетом определяют длину вставки (вырезки). Затем отключают напряжение, на одной из анкерных опор провод отсоединяют и опускают на землю, разрезают, делают вставку, снова натягивают. Если длина вставки (вырезки) небольшая (0,2 – 0,6 м), регулировку стрел провеса производят за счет изменения крепления проводов на анкерных опорах.

Ремонт проводов

При сравнительно небольшом повреждении проводов (3 – 5 проволок из 19) оборванные жилы скручивают и накладывают бандаж, либо ремонтную муфту. При этом вырезка участка провода не производится. При большом числе оборванных жил производится замена дефектных участков провода.

Наиболее распространенные способы соединения вставок с основным проводом — использование овальных соединителей с последующим их обжатием или скручиванием.

Для ремонта проводов воздушной линии электропередачи применяется также сварка с помощью термитных патронов .

Очистка трассы воздушной линии

Очистка трассы выполняется с целью исключения аварий из-за падения деревьев на провода, перекрытия линий ветвями подрастающих деревьев, для защиты от пожаров. Кроме этого работы на трассе проводятся для защиты сельскохозяйственных угодий от сорной растительности.

Мероприятия по очистке трассы воздушной линии планируются. Используются ручная, механическая и химическая виды очистки. На трассах воздушных линий 0,38 – 10 кВ преимущественно проводится ручная очистка.

Техническое обслуживание разъединителей

Для поддержания разъединителя в работоспособном состоянии в течение всего периода эксплуатации необходимо регулярно проводить его техническое обслуживание.

Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания разъединителей:

1. Технический осмотр;

2. Профилактический контроль;

3. Текущий ремонт;

4. Капитальный ремонт.

Технический осмотр

Осмотр проводится без отключения разъединителя от сети. При внешнем осмотре необходимо проверять:

1. Отсутствие повреждений, следов коррозии;

2. Состояние изоляторов (отсутствие трещин и сколов фарфора, загрязнений, следов перекрытий и т.п.);

3. Отсутствие посторонних предметов, влияющих на работу разъединителя;

4. Состояние контактных соединений и заземлений;

5. Отсутствие нагрева контактов (визуально по термоиндикаторам);

6. Состояние привода заземляющих и главных контактных ножей

7. Состояние блок-контактов привода;

8. Отсутствие посторонних шумов при работе разъединителя;

9. Отсутствие разрядов, коронирования.

Профилактический контроль

Профилактические испытания производить, как правило, при текущих и капитальных ремонтах разъединителя, находящегося в эксплуатации, в целях проверки состояния изоляции и контактной системы разъединителя и одновременно проверки качества выполнения ремонта.

Текущий ремонт

Для проведения текущего ремонта разъединитель необходимо выводить из работы. Текущий ремонт разъединителей наружной установки производится 1 раз в год, разъединителей внутренней установки 1 раз в 3 – 4 года.

При текущем ремонте выполняется следующий основной объем работ:

1. Внешний осмотр разъединителя, выявление дефектов, определение объема работ. Замер переходного сопротивления.

2. Проверка состояния главных ножей с ламелями (осмотр, очистка контактных выводов, деталей головок, ножей, ламелей, смазка).

3. Проверка состояния главных ножей без ламелей (осмотр, очистка контактных выводов, деталей головок, ножей, правка их, зачистка накладок от оплавлений, смазка).

4. Проверка состояния опорных и поворотных колонок изоляторов (осмотр, очистка изоляторов, армировочных швов, проверка плавности их вращения, смазка подшипников).

5. Проверка состояния привода, блокировки (подтяжка болтовых соединений, смазка, регулировка). Проверка работы привода.

6. Проверка состояния приводного механизма (осмотр, очистка тяг, рычагов, смазка, регулировка).

7. Контрольная обтяжка болтовых соединений разъединителя, привода, проверка заземления).

8. Восстановление антикоррозийного покрытия – удаление ржавчины, покраска, восстановление расцветки фаз.

9. Регулировка разъединителя (фиксация положения подвижных контактов в отключенном и включенном состоянии, регулировка давления и плавности хода).

10. Измерение переходного сопротивления контактов.

11. Проверка состояния заземляющего ножа (осмотр, проверка, очистка), смазка контактов, шарнирных соединений, регулировка, измерение переходного сопротивления.

12. Опробование работы разъединителя.

Капитальный ремонт

Капитальный ремонт разъединителей в первый раз необходимо проводить в сроки, указанные в технической документации завода-изготовителя, а в дальнейшем – разъединителей наружной установки 1 раз в 4 года, разъединителей внутренней установки – по мере необходимости.

При капитальном ремонте выполняется следующий основной объем работ:

1. Внешний осмотр разъединителя, выявление дефектов, определение объема работ.

2. Разошиновка разъединителя.

3. Разборка контактных ножей, губок гибких связей, пружин кожухов.

4. Дефектация и ремонт контактной системы.

5. Дефектация и ремонт изоляторов поворотных колонок, замена дефектных изоляторов.

6. Дефектация и ремонт, смазка подшипникового узла. Сборка, проверка работы подшипников.

7. Дефектация и ремонт заземляющих ножей.

8. Дефектация, разборка и ремонт механизма привода. Смазка, сборка и регулировка.

9. Измерение сопротивления изоляции.

10. Общая сборка разъединителя, установка.

11. Контрольная обтяжка.

12. Проверка работы заземляющих ножей.

13. Покраска разъединителя.

14. Ошиновка разъединителя.

15. Измерение переходного сопротивления контактов, в том числе заземляющих ножей.

16. Опробование работы разъединителя.

Меры безопасности

При монтаже, испытаниях, включении, эксплуатации и ремонте разъединителей необходимо руководствоваться действующими “Правилами безопасной эксплуатации электроустановок ”.

Обслуживание разъединителей допускается лицами, прошедшими проверку знаний ПТЭ и ПТБ и имеющими соответствующую квалификационную группу.

Рукоятки приводов заземляющих ножей и вертикальные валы тяг должны быть окрашены в красный цвет, а заземляющие ножи – в чёрный, рукоятки приводов рабочих ножей должны быть окрашены в цвет оборудования.

Блокировочные устройства, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы. Оперативному персоналу, непосредственно выполняющему переключения, запрещается самовольно деблокировать блокировку (отводить запорный стержень блок-замка не электромагнитным ключом, а рукой за счёт люфта деблокировочного рычажка и т.д.), нарушать взаимодействие блокировки, производить операции, если шток блок-замка полностью не втягивается ключом.

Запрещается производить операции с разъединителями, изоляторы которых имеют сколы и трещины.

Запрещается производить включение заземляющих ножей при включённых главных ножах и наоборот, включение главных ножей при включённых заземляющих.

Включать и отключать разъединители с ручным механическим приводом необходимо в электрических перчатках.

Запрещается включение разъединителей под нагрузку и отключение ими тока нагрузки.

При проведении испытания разъединителей для предупреждения падения изоляторов и травмирования при этом персонала изоляторы при испытании необходимо подстраховывать, привязывая их к временно прикрепленных к раме стойкам.

Ремонт разъединителей

Ремонт разъединителей складывается из ремонта изоляторов, токопроводящих частей, приводного механизма и каркаса.

Сначала удаляют с изоляторов (слегка смоченной в бензине тряпкой) пыль и грязь, внимательно осматривают с целью выявления дефектов и их устранения. Далее проверяют:

– крепления подвижных и неподвижных контактов разъединителя на изоляторах, а также токопроводящих проходных изоляторов,

– отсутствие при включении смещения подвижного контакта разъединителя относительно оси неподвижного. Если смещение вызывает удар подвижного контакта о неподвижный, его устраняют изменением положения неподвижного контакта,

– надежность контакта в месте соединения шин с неподвижными контактами разъединителя (стягивающие болты должны быть законтрены),

– плотность соприкосновения подвижного и неподвижного контактов разъединителя с помощью щупа толщиной 0,05 мм, который должен проходить на глубину не более 5 – 6 мм,

– момент замыкания блок-контактов разъединителя. В процессе включения цепь блок-контактов разъединителя должна замыкаться при приближении ножа к губке (допускается недоход ножей до губки 5 градусов), а в случае отключения – при прохождении ножом разъединителя 75% его полного хода. Регулировка достигается изменением длины тяги блок-контактов и поворотом контактных шайб на шестигранном валу,

– целостность пластин гибкой связи вала заземляющих ножей с каркасом разъединителя, присоединение заземляющей шины к разъединителю,

– четкость работы механической блокировки вала разъединяющих и заземляющих ножей разъединителя. Трущиеся части разъединителей и привода покрывают незамерзающей смазкой, а при необходимости предварительно протирают смоченной в бензине тряпкой и зачищают шкуркой, затем устраняют ржавчину и окрашивают.

Место контакта ножа и губки разъединителя покрывают тонким слоем незамерзающей смазки или вазелина. Последовательно контактные поверхности зачищают мягкой стальной щеткой.

Трансформатор направляется в ремонт при наличии следующих внешних признаков неисправного состояния: сильное внутреннее потрескивание или неравномерный шум; возрастание нагрева при нормальной нагрузке и охлаждении; выброс масла из расширителя или разрушение диафрагмы выхлопной трубы; течь масла и понижение нормального уровня масла по маслоуказателю; неудовлетворительные результаты химического анализа масла,естественное старение и износ изоляции, а также систематическая перегрузка трансформатора и динамические усилия при сквозных токах короткого замыкания приводят к витковым замыканиям в катушках высокого и низкого напряжения трансформатора, увлажнение масла и старение изоляции обмоток, как правило, влекут за собой серьезные неисправности – замыкание на корпус (пробой на корпус) и междуфазные замыкания в обмотках трансформатора.

В отдельных случаях встречается неисправность в виде “пожара в стали”, которая бывает вызвана нарушениями межлистовой изоляции или изоляции стяжных болтов, а также образованиями короткозамкнутого контура при повреждении изоляционных прокладок между ярмом и магнитопроводом. Это повреждение приводит к возрастанию нагрева корпуса и масла при нормальной нагрузке, гудению и потрескиванию трансформатора.

Перегрев трансформатора может определяться низким уровнем масла, в результате чего обнаженная часть обмотки и активной стали перегреваются. Убедившись в отсутствии течи масла из бака, доливают масло до нормального уровня.

Ненормальное гудение в трансформаторе наблюдается при ослаблении опрессовки шихтованного магнитопровода, нарушении опрессовки стыков, вибрации крайних листов магнитопровода, а также в случаях перегрузки, работы на повышенном напряжении или при большой несимметрии фаз. Потрескивание внутри трансформатора показывает на перекрытие (но не пробой) обмоток или отводов на корпус вследствие перенапряжения. Обрыв заземления также влечет за собой потрескивание, так как при обрыве могут происходить разряды обмотки или отводы на корпус, что воспринимается как треск внутри трансформатора.

Пробой обмоток на корпус или между обмотками высшего и низшего напряжений, или между фазами одного напряжения чаще всего происходит за счет перенапряжения, резкого ухудшения качества масла, понижения уровня масла, старения изоляции.

Обрывы в обмотках являются следствием плохого выполнения пайки или сварки проводов обмоток или повреждений в проводах, соединяющих концы обмоток с выводами. Обрывы чаще всего происходят в местах изгиба кольца провода под болт вывода. В этих случаях вывод выполняют гибким соединением (демпфером).

Неудовлетворительный контакт в одном из зажимов или внутри обмотки фазы, а также обрыв в первичной обмотке трансформатора, соединенного по схеме треугольник – звезда, треугольник – треугольник или звезда – звезда, приводят к отклонению вторичного напряжения от заданного значения (вторичное напряжение неодинаково по фазам при нагрузке или при нагрузке и холостом ходе).

Трещины в изоляторах, понижение уровня масла в трансформаторе при загрязнении их внутренней поверхности приводят к пробою вводов на корпус, а при повреждении изоляции отводов – к перекрытию между вводами отдельных фаз.

Нарушение регулировки переключающего устройства приводит к отсутствию контакта, а термическое воздействие на контакты при коротких замыканиях вызывает оплавление контактной поверхности переключателя напряжения трансформатора.

Для определения категории ремонта проводят дефектацию трансформатора, т. е. комплекс работ по выявлению характера и степени повреждения его частей. На основании дефектации определяют причины и масштабы повреждений, объем и технологическую последовательность ремонта трансформатора, а также необходимые материалы, инструменты, приспособления для производства ремонта.

Последовательность операций при разборке трансформатора состоит в следующем.

Из расширителя сливают масло, снимают газовое реле и расширитель и ставят заглушку на отверстие в крышке бака. С помощью грузоподъемных устройств (кран, таль) стропами за кольца поднимают крышку с активной частью трансформатора. Приподняв ее на 10 – 15 см, осматривают состояние и положение уплотняющей прокладки, отделяют ножом ее от рамы бака и сохраняют для повторного применения. После этого извлекают из бака активную часть.

У трансформаторов небольшой мощности иногда вводы расположены на стенках бака. В этом случае вначале снимают крышку, сливают масло из бака на 10 см ниже изоляторов ввода и, отсоединив вводы, снимают изоляторы, а затем вынимают активную часть.

Вынув полностью активную часть из бака и приподняв ее на 20 см, бак отодвигают в сторону, а активную часть устанавливают на сколоченном из оструганных чистых досок помосте высотой 30 – 50 см для удобства осмотра, дальнейшей разборки и ремонта. До начала осмотра обмотки очищают от грязи и промывают струей нагретого до 35 – 40 °С трансформаторного масла.

При ревизии трансформатора с выемкой активной части проверяют состояние отдельных блоков:

– магнитопровода – плотность сборки и качество шихтовки;

– прочность креплений ярмовых балок;

– состояние изоляционных гильз, шайб и прокладок, степень затяжки гаек, шпилек, стяжных болтов;

– состояние заземления;

– обмоток – расклиновку на стержнях магнитопровода и прочность посадки обмоток;

– отсутствие следов повреждений;

– состояние изоляционных деталей;

– прочность соединений выводов, демпферов;

– переключающих устройств – прочность присоединений отводов обмоток и состояние контактов переключателя;

– четкость действия механизма;

– целость изоляции отводов, прочность крепления всех деталей переключателя;

– внешних частей – расширителя, бака, наружной части вводов, пробивного предохранителя;

– маслоуказателей и других приборов, отсутствие вмятин на циркуляционных трубах и течи масла из сварных швов, фланцевых и других уплотнений.

При капитальном ремонте трансформатора после разборки его и выемки активной части в случае необходимости разбалчивают и расшихтовывают ярмо магнитопровода и снимают катушки.

В эксплуатации находится большое количество трансформаторов, магнитопроводы которых стянуты горизонтальными шпильками, проходящими в отверстия пластин, и изолированными от магнитопровода. Изоляция горизонтальных стяжных шпилек часто повреждается и это приводит к замыканиям стальных пластин, что вызывает сильный местный нагрев железа, выгорание изоляционных гильз стяжных шпилек и изоляции пластин магнитопровода.

Во время ремонта магнитопровода такой конструкции изоляционную гильзу заменяют новой или изготовляют ее из кабельной бумаги толщиной 0,12 мм, для чего бумагу наматывают на шпильку пропитывают бакелитовым лаком и запекают.

Для восстановления изоляции пластин магнитопровода предварительно удаляют старую изоляцию металлической щеткой или кипячением листов в воде, если они покрыты битумной изоляцией, или в 10%-ном растворе едкого натра, если они покрыты другими изоляционными лаками. Затем на подогретый до 120 °С стальной лист пульверизатором наносят смесь из 90% лака № 202 горячей сушки и 10% чистого фильтрованного керосина. Можно использовать для изоляции пластин глифталевый лак № 1154 и растворители бензол и бензин. Пластины с нанесенным слоем изоляции сушат при 25 °С в течение 7ч.

При восстановлении бумажной изоляции применяют папиросную бумагу толщиной 0,03 мм. В этом случае на стальную пластину, очищенную от остатков старой изоляция и масла, наносят кистью крахмальный клей, затем накладывают бумагу и разглаживают ее чистой тряпкой.

В отдельных случаях пластины магнитопроводов оказываются настолько поврежденными, что их невозможно более использовать. В этих случаях по образцам или шаблонам изготовляют новые листы стали.

Для изготовления отверстий для стяжных шпилек в пластинах используют штамп, так как сверлить листы трансформаторной стали нельзя. Вновь изготовленные пластины покрывают изоляционным слоем вышеуказанными способами.

После сборки и шихтовки магнитопровода измеряют сопротивление его межлистовой изоляции методом амперметра – вольтметра. В качестве источника напряжения используется аккумуляторная батарея напряжением 12 В.

Состояние изоляции считается удовлетворительным, если сопротивления изоляции симметричных пакетов не отличаются друг от друга более чем в 1,5 раза и в 2 раза от соответствующих заводских данных.

При осмотре обмоток вынутой активной части трансформатора могут быть обнаружены некоторые повреждения, которые можно устранить без их демонтажа (ослабление прессовки обмоток, небольшая деформация отдельных витков, повреждение участков изоляции проводника, отсоединение выводов от переключающего устройства и т. д.).

При серьезных повреждениях (пробой изоляции между обмотками высшего и низшего напряжения, oплавление проводов, витковые замыкания, пробой изоляции обмоток низшего напряжения на сталь магнитопровода и др.) обмотки демонтируют для их ремонта или замены новыми.