Таблица1
| Показатели качества масла | Норма |
| Содержание механических примесей | Отсутствуют |
Кислотное число  , мг КОН из 1 кг масла, не более
| 0,05 |
| Содержание водорастворимых кислот и щелочей | Отсутствуют |
| Температура вспышки, °С, не ниже | |
| Кинематическая вязкость, не более: | |
| при 20 °С | |
| при 50 °С | 9,6 |
| Зольность, %, не более | 0,005 |
| Температура застывания, °С, не выше | -45 |
Кислотное число определяется количеством миллиграммов едкого кали, которое необходимо для нейтрализации всех свободных кислых соединений, входящих в состав 1 г масла.
Измерение сопротивления изоляции обмоток.
Измерения выполняют мегаомметром 1000 В. Для двухобмоточных трансформаторов измеряют сопротивление изоляции между обмоткой ВН и баком при заземленной обмотке НН (рис.2, а); между обмоткой НН и баком при заземленной обмотке ВН; между соединенными между собой обмотками ВН и НН и баком. Сопротивление изоляции при 10 °С должно быть в пределах 800-600 МОм.
Определение коэффициента трансформации.
Коэффициент трансформации определяют методом двух вольтметров (рис.2, б). На вводы НН подают напряжение порядка 100-400 В. С помощью вольтметров V1 и V2 измеряют поочередно напряжение па всех ступенях напряжения обмоток ВН и НН. Вольтметр V2 присоединяется через трансформатор напряжения. Определяют коэффициент трансформации для всех фаз и ступеней. Допустимое отклонение коэффициента от расчетного должно быть ±0,5%. отклонение по фазам 1-2 %.
Определение группы соединения обмоток.
Определение группы выполняю; методом двух вольтметров (рис.2, в) VI и V2. Вводы А и а испытуемого трансформатора соединяют. К одной из обмоток подводят напряжение 220 В и измеряют поочередно напряжения между вводами в - В, в - С и с - В. По измеренным напряжениям и полученным коэффициентам трансформации по справочным таблицам находят группу соединения обмоток.
Рис.2. Схемы измерения: а - сопротивления изоляции, б - коэффициента трансформации, в - группы соединения обмоток, г - прочности изоляции
Испытание прочности изоляции между обмотками ВН и НН и каждой из них относительно бака (рис.2, г).
С помощью автотрансформатора T1 (рис.2,г), подключенного к сети переменного тока промышленной частоты 50 Гц, плавно поднимают напряжение трансформатора Т2 до 35 кВ для масляных трансформаторов и 23 кВ для сухих с номинальным напряжением 10 кВ. Если в течение 1 мин не наблюдается потрескивания или перекрытия, стрелки вольтметра и амперметра не изменяют своих показаний, плавно снижают напряжение до нуля и считают, что трансформатор выдержал испытания.
Если в результате осмотра и приведенных выше испытаний повреждения активной части трансформатора установлены, приступают к ее осмотру.
Трансформатор устанавливают под крюк подъемного механизма так, чтобы крюк находился над центром тяжести трансформатора (пересечения осей крышки трансформатора), демонтируют термометр и пробивной предохранитель, чтобы не повредить их при подъеме выемной части, отвинчивают болты, крепящие крышку, ослабляют крепления изоляторов и вводов, установленных на крышке.
Активную часть трансформатора поднимают после частичного слива масла до уровня ниже уплотняющей прокладки крышки в трансформаторах с расширителем. Чтобы избежать появления влаги (росы) на остове и обмотках трансформатора, активную часть разрешается поднимать только при условии, когда температура ее равна или выше температуры окружающего воздуха.
Чтобы не повредить обмотки, подъем рекомендуется проводить вдвоем, удерживая стропы и крышку трансформатора, чтобы магнитная система и обмотки не задевали за края бака. Подняв активную часть на 15-20 см, определяют уровень масла в трансформаторе и проверяют, полностью ли были покрыты маслом обмотки и отводы. Только после этого допускается полный спуск масла.
Подняв активную часть трансформатора, осматривают ее. Проверяют чистоту обмоток, обращая особое внимание на каналы между обмотками и магнитопроводом. Твердые парафиновые отложения очищают протирочной ветошью или кистью, смоченными в бензине.
Почерневшие или подгоревшие места катушек свидетельствуют о межвитковом замыкании обмоток или пробое на корпус. Выявляют на ощупь места ослабления витков. В этих местах, как правило, поврежденной оказывается изоляция обмотки, обуглившаяся в результате межвитковых замыканий, не видимых с внешней стороны. Проверяют внешним осмотром состояние изоляции, отсутствие деформаций и смещений обмоток или ее витков, наличие изоляционных прокладок, клиньев, распорок.
Ослабление витков обмотки устраняют подпрессовкой обмоток. Между уравнительной и ярмовой изоляциями забивают дополнительные изоляционные клинья, изготовленные из сухого дерева, электрокартона или гетинакса. Расклинивают ряд за рядом равномерно по всей окружности. При этом применяют вспомогательный брусок. Чтобы не размочалить торцы забиваемых клиньев, ударяют по деревянному бруску. Для небольших трансформаторов подпрессовка выполняется ярмовыми балками.
Мегаомметром 1000 В проверяют отсутствие обрывов и сопротивление изоляции обмоток НН и ВН на корпус и между обмотками ВН и НН.
Проверяют также надежность контактов концов обмотки с вводами, места паек, изоляцию шпилек (рис.3) и бандажей бесшпилечных трансформаторов, стягивающих сталь магнитопровода.
Рис.3. Изоляция стяжной шпильки ярма: 1 - ярмо, 2 - ярмовая балка, 3 - стальная шайба, 4 – шпилька, 5 - гайка, 6 - изоляционная шайба, 7 - изоляционная прокладка, 8 - изоляционная трубка
При внешнем осмотре обращают внимание на состояние переключателей. Одновременно осматривают бак, расширитель, соединительные трубопроводы и уплотнения.
Если оказываются поврежденными магнитная система или обмотки, трансформатор подлежит капитальному ремонту с разборкой активной части. При повреждениях других частей ремонт последних производят без полной разборки трансформатора.
Ремонт вводов.
Основные неисправности вводов (рис.4) следующие:
- трещины и сколы изоляторов,
- разрушение изоляторов,
- некачественная армировка и уплотнение,
- срыв резьбы контактного зажима при неправильном навинчивании и затягивании гайки.
При значительных сколах и трещинах ввод заменяется.
Армирование фарфоровых изоляторов начинают с изготовления зажима из медных или латунных прутков соответствующего диаметра и длины; на концах зажима нарезается резьба по размерам заменяемого. На зажим навинчивают стальной или бронзовый колпак и закрепляют его контргайкой. С внутренней стороны колпак с зажимом скрепляют газосваркой. Сварку производят латунью с применением в качестве флюса буры, предварительно прокаленной в течение 3 ч при 700 °С. Качество сварки должно быть проверено. После сварки зажим лудят гальваническим способом и подвергают вторичному испытанию.
Рис.4. Армированный ввод 6-10 кВ наружной установки: 1 - фарфоровый изолятор, 2 - токоведущий стержень, 3 - резиновая шайба, 4 - колпак. 5 -фланец, 6 - прокладка, 7 - картонкая шайба, 8- стальная шайба, 9 - крышка трансформатора, 10 - армировочная масса
Зажим с приваренным к нему колпаком закрепляют в тисках. Для предохранения резьбу обертывают лентой из мягкого металла. Внутрь колпака вкладывают резиновую прокладку.
Фарфоровый изолятор верхней частью вставляют в колпак и сверху на зажим надевают электрокартонную и металлическую шайбы, которые до отказа затягивают контргайкой. Колпак заливают замазкой, которую после застывания покрывают нитроэмалью 624С.
В качестве армировочных цементирующих замазок для изоляторов напряжением до 10 кВ рекомендуется глетоглицериновая или портландцементная замазка. В случае переармировки изоляторов необходимо старую затвердевшую замазку удалить равномерным нагреванием фарфоровой части ввода, а затем фланца до 100-120 °С паяльной лампой или автогенной горелкой. Вследствие температурного расширения фланец отойдет от замазки и при легком ударе молотка по фланцу он отделится от фарфора.
Начало обмоток ВН трехфазного трансформатора маркируется буквами А, В и С, а концы этих обмоток - X, Y и Z. Нейтраль - 0. Начало и конец обмоток НН маркируются соответственно а, в, с и х, у, z.
Ремонт поврежденных контактных зажимов.
Поврежденную резьбу зажимов отрезают ножовкой заподлицо с плоскостью колпачка. Зажим высверливают на толщину тела колпачка (3-4 мм), после чего его можно свободно вынуть и заменить новым. Новый зажим приваривают от верхней плоскости колпачка.
Ремонт переключателей. Переключатель служит для переключения числа витков обмотки ВН и имеет три ступени регулировки напряжения: +5 %, номинальное напряжение, - 5 %. Наиболее распространены следующие типы переключателей:
- ТПСУ-9-120/6, устанавливаемый в трансформаторах мощностью до 100 кВ·А, напряжением до 6 кВ без расширителя; переключатель размещается под крышкой, в которой есть отверстие для рукоятки, и закрепляется на верхних ярмовых балках выемной части трансформатора; отверстие закрывается чугунным колпаком;
- ТПСУ-9-120/11, ТПСУ-9-120/12, применяемые в трансформаторах напряжением до 10 кВ и мощностью до 1000 кВ·А включительно; переключатель устанавливается над крышкой трансформатора.
В последних конструкциях трансформаторов напряжением 10 кВ применяется переключатель реечного типа ПТО-10/63-65, предназначенный для переключения ответвления обмоток в пределах ±2х2,5 % на трансформаторах I-III габаритов на напряжение до 10 кВ.
Наиболее частыми повреждениями переключателей являются оплавления и подгорания контактных поверхностей. При значительных оплавлениях и полном выгорании контактов переключатель заменяют новым.
В целях устранения повреждений пружины переключатель проверяют путем переключения его по всем ступеням. Исправная пружина для переключателя ТПСУ, ПТО обеспечивает нажатие контактов в рабочем положении 50- 60 Н. Каждое положение переключателя четко фиксируется, что сопровождается щелчком.
При осмотре переключателя его следует очистить, закрепить и подтянуть контакты.
Иногда контактная поверхность переключателей покрывается очень стойкой и твердой пленкой - продуктом старения масла. Ее удаляют, протирая поверхность колец и стержней контактов тряпкой, смоченной ацетоном. Применение для этой цели наждачной бумаги недопустимо, так как она может повредить никелированную поверхность.