Разработка трансформаторной подстанции

- распределительное устройство низшего напряжения РУНН 0,4 кВ, состоящее из шкафов ввода низшего напряжения, секционного шкафа для двухтрансформаторной подстанции и шкафов отходящих линий.

Защита КТП от многофазных коротких замыканий отходящих линий осуществляется выключателями со встроенными электромагнитными и тепловыми расцепителями.

При радиальном питании КТП кабельными линиями от распределительного пункта 6 - 10 кВ по схеме блок - линия - трансформатор допускается глухое присоединение к трансформатору.

Установка шкафа УВН с отключающей и заземляющей аппаратурой перед трансформатором КТП при магистральной схеме питания обязательна.

При мощности трансформаторов 1000 - 1600 кВА к одной магистрали следует присоединять две-три КТП, при меньшей мощностях - три-четыре.

КТП с трансформаторами мощностью 2500 кВА необходимо питать по радиальной схеме так как при магистральной схеме с двумя трансформаторами трудно выполнить селективную защиту на питающей линии.

При техническом обслуживании комплектных трансформаторных подстанций (КТП) основным оборудованием, за которым нужно вести регулярное наблюдение и уход, являются силовые трансформаторы и коммутационная аппаратура распределительных щитов.

Завод изготовитель несет ответственность за работу КТП в течении 12 месяцев со дня ввода их в эксплуатацию, но не более 24 месяцев со дня отгрузки при условии соблюдения правил хранения, транспортировки и обслуживания.

Токи нагрузок при нормальной эксплуатации не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях. В подстанциях с двумя резервирующих друг друга трансформаторами, эксплуатационная нагрузка не должна превышать 80% номинальной. При аварийном режиме допускается перегрузка линий, отходящих от распределительных щитов, КТП, при защите их автоматами с комбинированными расцепителями.

Кроме показаний приборов, о нагрузке герметизированных трансформаторов типов ТНЗ и ТМЗ судят по давлению внутри бака, которое при нормальной нагрузке не должно превышать 50 кПа по показанию мановакумметра. При давлении 60 кПа срабатывает реле давления, выдавливая стеклянную диафрагму, давление при этом понижается до нуля. Резкое снижение внутреннего давления происходит и при потере герметичности трансформатора.

Если давление упало до нуля, проверяют целостность диафрагмы. Если она разбита, трансформатор отключают, и выясняют причину, приведшую к срабатыванию реле давления, и при отсутствии повреждения (т.е. реле сработало от перегрузки) устанавливают новую диафрагму и включают трансформатор под пониженную нагрузку. На герметизированных трансформаторах для контроля температуры в верхних слоях масла установлены термометрические сигнализаторы с действием на световой или звуковой сигнал при перегреве.

У трансформаторов, снабженных термосифонными фильтрами, во время эксплуатации контролируют нормальную циркуляцию масла через фильтр по нагреву верхней части кожуха. Если в пробе масла обнаруживают загрязненность, фильтр перезаряжают. Для этого фильтр разбирают, очищают внутреннюю поверхность от грязи, шлама и промывают чистым сухим маслом. При необходимости заменяют сорбент. Сорбент, полученный в герметической таре, можно применять без сушки.

Контроль за осушителем сводится к наблюдению за цветом индикаторного силикагеля. Если большая часть его окрашивается в розовый цвет, весь силикагель осушителя заменяют или восстанавливают нагревом его при 450 - 500 С в течение 2 ч, а индикаторный силикагель - нагревом при 120 С до тех пор, пока вся масса не окрасится в голубой цвет (приблизительно через 15 ч).

Удаление шлама и оксидной пленки с контактной системы переключателя ступеней, рекомендуется производить не реже 1 раза в год прокручиванием переключателя до 15-20 раз по часовой и против часовой стрелки.

Периодичность осмотров КТП устанавливается службой главного энергетика. Осмотр КТП производится при полном снятии напряжении на вводе и отходящих линиях.

3.3 Организация ремонта электрооборудования

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. Иногда происходит обрыв электрической цепи в результате отгорания отводов обмотки, разрушения соединений из-за низкого качества пайки или сварки отводов.

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. Увеличение тока холостого хода по сравнению с заводскими данными, как правило, происходит за счет ослабления шихтованного пакета магнитопровода.

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. Иногда из-за нарушения сварного шва арматуры или образования трещин в баке от механических или температурных воздействий происходит течь масла из бака трансформатора. При повреждении прокладки из маслоупорной резины во фланцевых соединениях также происходит утечка масла.

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

Повреждения внешних частей трансформатора легко обнаружить при внешнем осмотре, а внутренних деталей - только путем различных испытаний и измерений. Однако результаты измерений и испытаний не могут определить объемы повреждений и соответственно объемы работ. Поэтому 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.

Разборку, осмотр и ремонт трансформатора производят в сухом закрытом и приспособленном для производства таких работ помещении.

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. Размеры изоляционных трубок для стяжки пластин: для шпилек диаметром 12-25 мм стенки трубок должны иметь толщину 2-3 мм; для 25-50 мм - 3-4 мм; для 50-70 мм - 5-6 мм. Диаметр нажимной шайбы должен быть на 4 мм меньше диаметра изоляционной шайбы. Шайбы и прокладки изготовляют из электротехнического картона толщиной 2-5 мм.

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.

Для лакировки пластин на ремонтных предприятиях применяют специальные лакировальные станки, а для запекания и сушки пленки - специальные печи.

В отдельных случаях пластины магнитопроводов оказываются настолько поврежденными, что их невозможно более использовать. В этих случаях по образцам или шаблонам изготовляют новые листы стали. Раскрой листов выполняют так, чтобы длинная сторона была обязательно вдоль проката листа.

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.

В схему, показанную на рис. 28, включены амперметр со шкалой на 5 А, вольтметр со шкалой на 12 В и ползунковый реостат на 50-100 Ом. Для измерения сопротивления изоляции две медные заостренные пластины вставляют между пластинами магнитопровода на глубину 40-50 мм и реостатом устанавливают ток 2-2,5 А.

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.

Для снятия отмоток отвертывают верхние гайки вертикальных и гайки горизонтальных шпилек, вынимают их из отверстий в ярме, снимают ярмовые балки. После этого приступают к расшихтовке верхнего ярма магнитопровода, начиная с крайних пакетов, вынимая по две-три пластины. Снятые пластины складывают в той же последовательности, в какой извлекали из ярма, и связывают в пакеты. После разборки верхнего ярма приступают к демонтажу обмоток.

Обмотки мощных трансформаторов демонтируют с помощью подъемных приспособлений.

Ремонт обмоток является одной из наиболее ответственных операций.

Провод поврежденных катушек трансформаторов используют для дальнейшей эксплуатации. Для этого катушку обжигают в печи при температуре 450-500 °С, разрыхляют старую изоляцию и полностью очищают провод. После очистки провод рихтуют, протягивая между сжатыми деревянными плашками, изолируют кабельной бумагой или тафтяной лентой в два слоя с перекрытием одного на другой. Для этого используют специальные изолировочные станки или приставки к токарному станку. Обмотки наматывают на шаблон, на который предварительно намотан слой электротехнического картона толщиной 0,5 мм. Катушку пропитывают лаком ТФ-95 и запекают при температуре 100 °С в течение 10 ч в печи.

При ремонте трансформатора осматривают и ремонтируют все его части: бак, расширитель, вводы, переключатель напряжения, термосифонный фильтр.

Внутреннюю поверхность бака очищают металлическим скребком, после чего промывают отработанным маслом. При необходимости выправляют погнутости и вмятины предварительно нагретого участка бака легкими ударами молотка, подложив с противоположной стороны удара металлический упор. Волосяные трещины сварочных соединений чеканят или паяют, а крупные трещины - заваривают. Трещины в трубе заваривают электросваркой, а на ребре и стенке корпуса - газосваркой. После этого проверяют качество заделки, для чего с наружной стороны швы зачищают и покрывают мелом, а изнутри смачивают керосином. Если шов неплотный, керосин протекает и смачивает мел, который темнеет. Герметизацию корпуса проверяют заливкой бака до бортов отработанным маслом на 1 ч при температуре не ниже 10 °С.

Ремонт расширителя заключается в проверке целости стеклянной трубки маслоуказателя, исправности запорного болта, состояния уплотняющих прокладок. Если при осмотре выявлено, что неисправно плоское стекло или треснула стеклянная трубка маслоуказателя, а также повреждены и потеряли упругость резиновые прокладки, то во время ремонта эти детали и уплотнения меняют. Прокладки изготовляют из маслостойкой резины. Со дна расширителя удаляют осадок и влагу, промывают его чистым маслом. Проверяют исправность крана, находящегося на маслопроводе между баком и расширителем. Если пробка крана неплотно прилегает к месту посадки в корпусе крана, то эти поверхности притирают мелким абразивным порошком, а непригодную сальниковую набивку заменяют новой, которую готовят из асбестового шнура, пропитанного в смеси из жира, парафина и графитового порошка.

На предохранительной трубе проверяют прочность и герметичность крепления стеклянной диафрагмы. Поврежденную диафрагму и потерявшие упругость резиновые прокладки заменяют новыми. Внутреннюю часть трубы очищают от грязи и промывают чистым трансформаторным маслом.

В трансформаторах старых конструкций для ремонта фланцевых вводов необходимо снимать крышку и вынимать активную часть из бака.

В настоящее время применяются съемные вводы и замену фарфоровых изоляторов производят без подъема активной части. Для этого достаточно отвернуть с токопроводящего стержня верхние гайки, раскрепить устройство, прижимающее ввод к крышке, снять с ввода колпак и находящееся под ним уплотняющее резиновое кольцо, после чего заменить изолятор и собрать ввод вновь.

Наиболее часто в армированных вводах повреждаются армировочные швы в том месте, где соединяются фарфоровые изоляторы с металлическими фланцами. Причиной этого повреждения является воздействие на изолятор переменных температур, которые вызывают значительные механические усилия вследствие различных коэффициентов расширения металла и фарфора. Иногда нарушения швов вызывают электродинамические силы токов короткого замыкания, которые воздействуют на ввод при их прохождении чepeз токопроводящий стержень.

Если на изоляторе обнаружены сколы площадью не более 3 см² или царапины глубиной не более 0,5 мм, то эти места промывают бензином и покрывают двумя слоями бакелитового лака, просушивая каждый слой в сушильном шкафу при температуре 50-60 °С. Изоляторы с большими дефектами заменяют новыми. Старый изолятор нагревают автогенной горелкой до 100 °С, а фланец - до такого состояния, при котором армировка начинает трескаться и высыпаться. Легким постукиванием молотка по фланцу освобождают его от изолятора. Внутрь колпака укладывают новую резиновую прокладку, вставляют новый изолятор и заливают цементирующий состав. После остывания поверхность шва покрывают эмалью 624 С. Вводы, в которых армировочные швы разрушены менее чем на 30% относительно длины окружности, ремонтируют. Для этого расчищают зубилом поврежденный участок шва и заливают вводы новым цементирующим составом (рисунок 4). При размерах разрушения армировочного шва более 30% ввод переармируют. Цементирующий состав на порцию для одного ввода приготовляют из смеси, состоящей (по массе) из 140 ч. магнезита, 70 ч. фарфорового порошка и 170 ч. раствора хлористого магния. Этот состав пригоден к использованию в течение 20 мин.

Термосифонный фильтр, служащий для непрерывного восстановления трансформаторного масла, при ремонте очищают от остатков старого сорбента, промывают внутреннюю полость трансформаторным маслом, заполняют новым поглощающим веществом и прочно присоединяют к баку трансформатора фланцевыми соединениями.

При ремонте переключателей проверяют качество контактных соединений. Слегка закопченные контакты очищают, промывают бензином и трансформаторным маслом, сильно обгоревшие и оплавленные контакты опиливают напильником, а разрушенные - заменяют новыми.

В переключателях могут быть повреждения изоляционных деталей (трубка, цилиндр) в виде сколов, трещин, нарушений лаковой поверхности и царапин. Небольшие повреждения изоляции восстанавливают путем покрытия их двумя слоями бакелитового лака, а детали, имеющие большие сколы и трещины, заменяют.

При необходимости перепаивают отводы к обмоткам, используя для этого припой ПОС-40.

После ремонта переключатель собирают, протирают ветошью место установки, осматривают сальниковое уплотнение и при необходимости заменяют. Затянув сальниковую пробку, ставят на место ручку переключателя и затягивают шпильки.

Качество работы переключателя проверяют путем изменениям положения его для определения плотности прилегания контактных колец к контактным стержням. При переключении в положение І, II и III, что соответствует фазам А, В и С, должны быть четко слышны щелчки, а фиксирующие шпильки в переключаемых положениях должны входить в свои гнезда. Ремонт крышки заключается в устранении коробления или вогнутости ее и заварки трещин. Вогнутости выравнивают ударами молотка (кувалды), предварительно нагрев места паяльной лампой. На концах трещин просверливают сквозные отверстия диаметром 2-3 мм, трещины обрабатывают, снимают фаски кромок углом 45° и заваривают электросваркой, а шов зачищают заподлицо с поверхностью крышки.

Процесс сборки трансформатора после ремонта состоит из насадки обмоток и их расклинивания, шихтовки и прессовки верхнего ярма магнитопровода, сборки и соединения схемы обмоток. До начала насадки обмоток стержни магнитопровода плотно стягивают лентой, пропущенной через отверстия в них.

Насадка обмоток на стержни магнитопровода трансформатора начинается с крайних фаз обмоток низшего напряжения, а затем на них устанавливают обмотки высшего напряжения. Насадку производят без применения молотков, так как это может привести к деформации обмоток и повреждению изоляции. Отводы обмоток низшего и высшего напряжений располагают с противоположных сторон. После насадки обмотки расклинивают буковыми планками и круглыми стержнями, для чего между обмотками укладывают две электрокартонные обертки.

Предварительно натертые парафином буковые планки сначала вставляют на глубину 30-40 мм, а затем забивают поочередно противоположно расположенными парами. Планки, туго входящие в щель между электрокартонными обертками, обстругивают, а под слабо входящие планки подкладывают полоски электрокартона. После расклинивания обмоток высшего напряжения таким же образом расклинивают обмотки низшего напряжения круглыми стержнями, забиваемыми между цилиндром и ступенями стержня магнитопровода по всей длине обмотки.

После окончания расклиновки устанавливают верхнюю ярмовую изоляцию и выгибают концы обмоток, подготавливая их к пайке отводов при соединении схемы. После этого приступают к шихтовке верхнего ярма магнитопровода.

Шихтовка ярма заключается в последовательной установке пластин ярма магнитопровода, при которой один их слой располагается между слоями пластин стержня, а следующий - встык с этим слоем. Хорошо сшихтованное ярмо не имеет зазоров между слоями пластин, пропусков и перекрытий в месте стыка. Начинают шихтовку верхнего ярма с центрального пакета среднего стержня. Пластины закладывают изолированной стороной внутрь ярма. После зашихтовки средней части центрального пакета приступают к крайним пакетам, начиная с длинных пластин и не допуская перекрытия узких пластин стержней и зазоров в стык. В процессе шихтовки следят за тем, чтобы отверстия в пластинах точно совпадали с отверстиями в стержнях, иначе в эти отверстия не пройдут стяжные шпильки в изоляционных трубках, выравнивание пластин во время шихтовки производят ударами молотка по куску медной или алюминиевой шины, проложенной вдоль пластин. После выравнивания верхнего ярма приступают к установке на магнитопроводе верхних ярмовых балок и прессовке с их помощью магнитопровода и обмоток.

Ярмовые балки устанавливают с обеих сторон верхнего ярма магнитопровода, а в отверстия в полках балок вводят четыре вертикальные стяжные шпильки с бумажно-бакелитовыми трубками. На концы шпилек надевают картонные и стальные шайбы и затягивают гайками.

Заземление верхних ярмовых балок осуществляют несколькими медными лужеными лентами, которые устанавливают одним концом между пластинами верхнего ярма на расстоянии 10-15 см от края пакета и на глубину 65-70 мм, а другой ее конец зажимают между ярмовой балкой и активной частью на стороне низшего напряжения. Медная луженая лента имеет размеры 0,3x30x120 мм. После установки заземляющих лент начинают затягивать гайки на стяжных шпильках и одновременно прессуют верхнее ярмо. Равномерно затягивая торцевым ключом гайки, прессуют обмотку, а затем окончательно спрессовывают верхнее ярмо. После этого измеряют мегаомметром сопротивление изоляции шпилек и, если все в норме, раскернивают гайки на шпильках в трех местах, чтобы они не отвинчивались при работе трансформатора.

При ремонте трансформатора изоляцию стяжных шпилек и ярмовых балок магнитопровода проверяют мегаомметром на 1000-2500 В. Значение сопротивления изоляции не нормируется, но по опытным данным известно, что сопротивление изоляции этих частей магнитопровода должно быть не менее 10 МОм.

Для соединений обмоток концы тщательно зачищают на длину провода 15-30 мм в зависимости от их сечения, соединяют скобочкой из луженой медной ленты толщиной 0,25-0,4 мм или бандажом из луженой медной проволоки толщиной 0,5 мм. В качестве флюса при пайке припоем ПОС-40 применяют канифоль или буру. В трансформаторах большой мощности для соединения концов обмоток применяется медно-фосфорный припой (92,5% меди и 75% фосфора). Температура плавления его 715 °С. Пайку этим припоем производят паяльными щипцами. После пайки соединения очищают, изолируют бумагой и лакотканью шириной 20-25 мм и покрывают лаком ГФ-95. С помощью отводов концы обмотки трансформатора соединяют с контактами переключателя и стержнями вводов.

Отвод представляет собой отрезок круглого провода или прямоугольной шины с демпфером на одном конце, который служит для предохранения отвода от отрыва как при перемещении сердечника внутри бака во время транспортировки, так и для компенсации отклонений расстояний между магнитопроводом и крышкой бака по вертикали.

При ремонте используют старые отводы, но если они оказываются поврежденными, то изготовляют новые из такого же провода. Для отводов обмоток высшего напряжения применяются изолированные провода марки ПБ или гибкий кабель марки ПБОТ, а для отводов обмоток низшего напряжения - неизолированные медные провода. 44. Пайку производят внахлестку припоем ПОС-40 или медно-фосфорным припоем. Места присоединения отводов к концам обмоток изолируют крепированной бумагой или лакотканью шириной 25-30 мм, затем оплетают слоем тафтяной ленты шириной 15-20 мм и покрывают двумя слоями лака ГФ-95 и одновременно покрывают этим лаком отводы по всей длине. Если изоляция отводов из круглого провода по всей длине сделана из бумажно-бакелитовых трубок, то лакотканью изолируют только стыки трубок.

При сборке обращают внимание на правильность установки уплотняющих прокладок, а также прочность затяжки гаек. При установке подъемных шпилек их длину регулируют так, чтобы активная часть трансформатора и крышка правильно стояли на своих местах.

Активную часть с закрепленной на ней крышкой с помощью подъемных устройств опускают в бак, уложив уплотняющую прокладку из маслостойкой листовой резины толщиной 6-12 мм под крышку. Для исключения возможности вдавливания ее внутрь бака применяют несколько способов. Чтобы прокладка при установке крышки не сместилась, ее приклеивают к раме бака. Крышку монтируют на раме бака, равномерно затягивая болты по всему периметру. После этого на крышке устанавливают кронштейны, на которых крепят болтами расширитель с маслоуказателем, предохранительную трубку с проверенной стеклянной диафрагмой, газовое реле и пробивной предохранитель.

Трансформатор заполняют чистым трансформаторным маслом до требуемого уровня по маслоуказателю расширителя, проверяют герметичность арматуры и деталей, а также отсутствие течи масла из соединений и швов. При отсутствии дефектов, препятствующих нормальной и безопасной работе, трансформатор подвергают электрическим испытаниям, объемы и нормы которых установлены правилами технической эксплуатации.

После окончательной сборки трансформатора его подвергают следующим испытаниям: измеряют сопротивление изоляции обмоток; определяют коэффициент трансформации; измеряют сопротивление обмоток постоянному току; проверяют группы соединения обмоток; измеряют потери и ток холостого хода; измеряют потери и напряжение короткого замыкания; испытывают герметичность бака; испытывают электрическую прочность изоляции.

Трансформаторы напряжения по своему устройству и принципу работы напоминают обычные силовые трансформаторы, но отличаются от них малой мощностью (максимальная мощность трансформатора напряжения НОМ-10 составляет 720 В*А) и изготовляются со стороной высшего напряжения на все напряжения по ГОСТу от 0,38 до 500 кВ.

В распределительных устройствах подстанции на 10 кВ применяют преимущественно трансформаторы напряжения НОМ-10, НТМК-10 или НТМИ-10.

Перед монтажом трансформаторы напряжения подвергают осмотру и ревизии, когда поднимают активную часть и сушат обмотки.

При ревизии трансформатора с выемкой активной части проверяют состояние магнитопровода и обмоток в тех же объемах, что и у силовых трансформаторов.

Обнаруженные при ревизии неисправности устраняют, а снижение сопротивления изоляции вследствие ее увлажнения восстанавливают путем сушки активной части трансформатора напряжения.

Трансформаторы напряжения при монтаже устанавливают на металлической раме высотой 20-25 см, прикрепленной к полу камеры. Иногда трансформатор монтируют на угольниках, приваренных к закладным частям камеры или каркасу ячейки КРУ или КПТ. Для удобства ревизии или замены трансформатора передний опорный угольник конструкции должен быть обращен полкой вниз. Поднимают и опускают (при монтаже и демонтаже) трансформатор за скобы, которые располагаются на его корпусе или крышке. Пробку для спуска масла и указатель уровня масла в трансформаторе следует обращать в сторону обслуживания.

При монтаже трансформатора к выводу с маркировкой "А" подсоединяют желтую шину, к "В" - зеленую и к "С" - красную. При однофазных трансформаторах вывод "А" можно подсоединять к любой фазе. Если устанавливают три однофазных трансформатора, то все выводы с маркировкой "X" соединяют общей шиной в нулевую точку и заземляют. Корпус каждого трансформатора напряжения подсоединяют к заземляющей магистрали отдельной стальной шиной сечением не менее 48 мм².

После монтажа трансформатора напряжения проверяют изоляцию вторичных обмоток приложением в течение 1 мин напряжения 1 кВ частотой 50 Гц и ток холостого хода при номинальном напряжении во вторичной обмотке. Холостой ход не нормируется, но он не должен отличаться от заводских данных более чем на 10%.

Перед включением в сеть маслонаполненного трансформатора напряжения из-под верхней (маслосливной) трубки вынимают герметизирующую шайбу для обеспечения свободного входа и выхода воздуха (работы "дыхательного устройства").

Технология ремонта трансформатора напряжения, правила разборки магнитопровода, снятие и ремонт катушек, выполнение намоточных работ при изготовлении катушек, ремонт пластин магнитопровода и т.п. очень сходны с подобными работами силового трансформатора. На все время ремонта или монтажа первичные и вторичные обмотки трансформаторов напряжения в целях безопасности должны быть закорочены, так как случайные соприкосновения с временными проводками, предназначенными для освещения, сварки и измерений, могут вызвать обратную трансформацию и напряжение, опасное для людей.

Трансформаторы тока перед монтажом тщательно осматривают, проверяют состояние изоляции и контактных частей, целость и исправность литого корпуса у трансформаторов ТКЛ и ТПЛ и металлического корпуса у ТПОФ и ТПФМ и сохранность фарфоровых изоляторов.

Трансформаторы тока, у которых повреждены изоляторы, имеются глубокие вмятины на кожухе, зафиксирован пробой изоляции на металлический корпус, обнаружены внутренние обрывы проводов вторичной цепи, подлежат ремонту до начала монтажа. После окончания ремонта трансформаторов тока их подвергают испытаниям, определяя сопротивление изоляции первичной обмотки по отношению к корпусу трансформатора тока и сопротивление изоляции вторичных обмоток.

При прохождении тока по первичной обмотке трансформатора в его разомкнутой вторичной обмотке будет индуктироваться опасное напряжение, сопровождающееся недопустимым нагревом магнитопровода, что может привести к пробою изоляции или к несчастному случаю.

При замене трансформатора тока новым выводы первичной обмотки присоединяют к шинам распределительного устройства и провода вторичных цепей - к зажимам вторичной обмотки, металлический корпус или основание трансформатора тока заземляют. При этом опорные трансформаторы тока устанавливают, как правило, на горизонтальной плоскости, а проходные - в горизонтальном или вертикальном положении на жестких сварных конструкциях из угловой стали размером не менее 50x50x5 мм.

При установке нового трансформатора тока напряжением 10 кВ необходимо, чтобы расстояния между токоведущими частями разных фаз, а также от этих частей до ближайших заземленных и строительных конструкций составляли не менее 125 мм. Более плотное прилегание фланцев трансформаторов тока к поверхности опорной конструкции достигается применением стальных прокладок.

Присоединение выводов первичной обмотки к шинам распределительных устройств выполняется особенно тщательно, чтобы при длительном протекании тока участок соединения не нагревался более температуры целого участка шин. Это достигается необходимой обработкой контактных поверхностей шин и выводов трансформаторов тока, применением пружинящих шайб или шайб увеличенных размеров, которые подкладывают под гайки и головки крепежных болтов, а также затяжкой болтов контактного соединения с требуемым усилием. Заземление трансформатора осуществляется с помощью провода или шины заземления, присоединяемых одним концом к специальному заземлителю или к заземляющей магистрали РУ, а другим - к трансформатору тока под болт заземления, обозначенный меткой "3". Перед присоединением провода или шины заземления к трансформатору поверхности контактов тщательно зачищают и смазывают вазелином. Таким же образом подготавливают контактную площадку под провод или шину заземления на фланце трансформатора тока.

Демонтаж трансформатора тока для его ремонта в мастерских или при его замене заключается в отсоединении проводов цепей вторичной коммутации (предварительно следует закоротить вторичную обмотку трансформатора), снятии болтового крепления с контактного соединения первичной обмотки с шинами РУ и отсоединении проводов или шин заземления корпуса или основания трансформатора тока. Затем отвинчивают гайки болтовых соединений, крепящие корпус трансформатора тока к опорной конструкции, осторожно вынимают и убирают стальные прокладки из-под фланцев, после чего трансформатор тока вынимают из гнезда.

Ремонт трансформаторов тока заключается в проверке целости фарфоровых изоляторов покрышек и их армировки. В случае выявления сколов фарфоровых изоляторов с небольшой площадью поверхности и нарушенным армировочным швом их ремонтируют тем же способом, что и изоляторы силовых трансформаторов.

При ремонте проверяется прочность крепления стержня, проходящего через изолятор. Для определения состояния изоляции между первичной и вторичной обмотками и выяснения наличия или отсутствия обрыва в цепи вторичной обмотки трансформатора тока пользуются мегаомметром напряжением 1000 В. Сопротивление изоляции между обмотками, а также между ними и корпусом должно быть не менее 100 МОм.

При ремонте проходных трансформаторов тока ТПФМ и ТПОФ проверяют также наличие контакта между корпусом и покрытой проводящим слоем (металла или графита) поверхностью изолятора. Если контакт не нарушен, стрелка мегаомметра остановится на нулевой отметке. При отсутствии контакта поверхность изолятора зачищают и покрывают графитной краской. Изоляцию трансформаторов тока сушат первичным током при короткозамкнутой вторичной обмотке или вторичным током при короткозамкнутой первичной обмотке (рис. 38). В трансформатоpax тока напряжением 6 - 10 кВ при нагреве первичным током и замкнутой вторичной обмотке ток в обмотках допускается не более 1,3 - 1,4 номинального тока во вторичной обмотке. При сушке вторичным током и короткозамкнутой первичной обмотке ток должен быть не более 1,1 - 1,2 номинального тока в первичной обмотке.

Ремонт трубчатых разрядников (рисунок 5) заключается в проверке его основных деталей и конструкций крепления: состояния лакового покрова фибро-бакелитовой трубки 4, исправности указателя срабатывания 6, надежности крепления стальных наконечников 3, крепления разрядника к конструкции на опоре, угла наклона оси разрядника к горизонтали, наличия следов дуги на расположенных внутри трубки электродах 2 и 5, состояния заземляющего провода.

При ремонте и перед началом грозового сезона проверяют внутренний искровой промежуток между электродами. Длина искровых внутренних промежутков зависит от применяемого разрядника. Так, для разрядника РТВ-6-10/2-2 длина внутреннего промежутка составляет 60 мм, для РТФ-6/1,5-10 - 80 мм, для РТФ-10/0,5-7 - 130 мм, причем при регулировке она должна отличаться от указанной величины не более чем на ±3 мм для разрядников на напряжение 6 - 10 кВ.

Величина внешних искровых промежутков также зависит от применяемого разрядника. Так, для разрядников РТВ-6-10 устанавливается промежуток 10 - 15 мм, для РТФ-6 - 8-15 мм и РТФ-10 -20 мм.

Если лаковая пленка поверхности разрядника повреждена, ее удаляют стеклянной шкуркой, а трубку покрывают двумя слоями бакелитового лака.

Обнаруженные при ремонте ослабленные наконечники разрядника поджимают в тисках с помощью двух полуколец.

Угол наклона оси разрядника к горизонтали должен быть равен 10 - 15°, а открытый конец разрядника - обращен вниз. Указатель срабатывания разрядника изготовляют из полоски латунной фольги. Эта полоска одним концом прикрепляется к на наконечнику, а другой конец ее закладывают внутрь трубки. Во время срабатывания разрядника полоску выдувает наружу. Старые сработанные или надорванные полоски заменяют новыми из латунной фольги.

Во время работы разрядника происходит выгорание трубки по длине дугогасительного канала. При ремонте проверяют внутренний диаметр канала и сравнивают замеры с заводскими данными, причем допускается отклонение не более 3 мм для разрядника напряжение 10 кВ. В случае если размеры канала отличаются от паспортных на большую величину, разрядник заменяют.

При установке трубчатого разрядника после ремонта должны быть соблюдены следующие условия:

- зона выхлопа не должна перекрываться и касаться зон выхлопа разрядников других фаз, а также металлических и деревянных частей конструкции, фарфоровых и других изоляций опор или порталов;

- электроды внешнего искрового промежутка следует изготовлять из металлического прутка диаметром не менее 10 мм;

- ось разрядника должна быть расположена под углом не менее 30° к горизонтали во избежание скопления влаги внутри него;

- положение разрядника, указателя срабатывания и внешнего искрового промежутка должно обеспечивать доступность осмотра с поверхности земли.

При ремонте вентильных разрядников проверяют целость фарфоровой покрышки и плотность укладки внутренних деталей. При покачивании корпуса они не должны перемещаться. Без особой надобности при ремонте эти разрядники не вскрывают. Вскрытие их производят только в том случае, если оказались неудовлетворительными результаты испытаний. В этом случае проверяют целость велитовых дисков и искровых промежутков, исправность нажимной пружины. Поврежденные части заменяют новыми. При сборке после ремонта тщательно герметизируют покрышку разрядника, чтобы защитить внутренние детали от атмосферных воздействий. После ремонта все металлические детали и цементирующие швы покрывают влагостойкой краской. Разрядники устанавливают на опорных конструкциях вертикально. В распределительных устройствах закрытых подстанций разрядники помещают в специальные камеры. Шины, присоединяемые к разряднику, не должны оказывать на него механического воздействия. Расстояние между разрядниками, установленными в закрытых помещениях, должно быть не менее: для электроустановки напряжением 6 кВ - 100 мм, 10 кВ - 125 мм. Разрядники заземляются жесткими стальными шинами. Установленные после ремонта разрядники подвергают испытаниям, проверяя пробивное напряжение и величину тока утечки.

Ремонт бетонных реакторов начинают с осмотра изоляторов и колонок, на которых не должно быть трещин и сколов, a также повреждений лакового покрова колонок. Сопротивление изоляции обмоток при окружающей температуре 15-20 °С должно быть не менее 50 МОм для реакторов РБ-6 и 100 Мом - для РБ-10. Если замеренные сопротивления изоляции окажутся ниже указанных, следует сравнить их с данными заводского паспорта. Допустимое сопротивление обмотки - не менее 70% от заводских данных при той же температуре.

При необходимости реакторы можно сушить током, равным 75% от номинального. Сушку можно считать законченной, если установившееся в течение 6-8 ч сопротивление изоляции составляет не менее 6 МОм при температуре на входе в камеру 110-120 °С. Процесс сушки контролируют термометрами или термопарами, укрепленными в нижней, средней и верхней частях обмоток.

После сушки обмоток реактора его бетонные колонки покрывают двумя слоями натуральной олифы с сушкой каждого слоя, а после охлаждения двукратно покрывают одним из лаков - Л-1100, Л-319, Л-144, Л-447. После каждого покрытия лак запекают в течение 5 - 6 ч, вновь подняв температуру в камере до 110-120 °С. В процессе сушки необходимо соблюдать правила противопожарной безопасности. При ремонте реакторов проверяют и поправляют деформированные витки обмоток, устраняют повреждения изоляции обмоток и бетонных колонок, при необходимости восстанавливают разрушенные части колонок. При частичном разрушении колонки восстанавливают следующим образом.

Бетонную смесь составляют из равных по объему частей цемента марки 500 или 600, кварцевого песка и гравия. Кварцевый песок предварительно промывают и просушивают. Гравий должен быть фракции 3 - 5 мм. Количество воды затворения равно 40 - 60% от массы цемента.

Опалубку для бетонирования колонок выполняют из струганых досок, а обращенную в сторону бетона поверхность досок покрывают слоем технического вазелина, чтобы бетон не пристал к опалубке. Опалубку снимают после набора бетоном определенной прочности. Этот процесс может длиться от 5 до 60 ч в зависимости от качества цемента и температуры окружающей среды. Окончательную прочность бетон набирает через 25 - 30 дней. Сушку и запечку отремонтированного реактора производят спустя 25 - 30 дней в сушильной камере при температуре 110 - 120 °С в течение 40 - 50ч.

Если при замерах выявлено, что сопротивление изоляции колонок снизилось по сравнению с заводскими данными более чем на 30% или поверхность повреждения лакового покрова превышает 25% общей поверхности колонок, то реактор направляют в капитальный ремонт.

Окончив ремонт реактора, измеряют мегаомметром сопротивление изоляции обмоток и, кроме того, испытывают изоляцию повышенным напряжением переменного тока. Сопротивление изоляции обмоток должно соответствовать нормам, установленным правилами технической эксплуатации. Фланцы нижних опорных изоляторов нижней фазы и верхних распорных изоляторов верхней фазы вертикально расположенных фаз реактора подсоединяют с помощью стальных шин размерами не менее 30х4 мм к общей сети заземления.

После окончания работ по ремонту реактора из помещения должны быть удалены инструменты и куски металла, так как при включении реактора они могут оказаться в зоне магнитного поля реактора и быть притянутыми к обмотке, таким образом повредив её изоляцию.

При ремонте высоковольтные предохранители тщательно осматривают, выявляя различные дефекты: проверяют полноту и плотность засыпки патрона заполнителем; герметичность патрона с плавкими вставками; целость плавкой вставки и ее соответствие номинальному току патрона и предохранителя; отсутствие дефектов в изолирующих частях, контактах, армировке; исправность указателя срабатывания, состояние контактов, прочность крепления патронов в патронодержателе; состояние замков.

Патроны предохранителей должны свободно, без ударов, нажатием руки входить в губки и занимать правильное положение по отношению к ограничителям продольного перемещения и замкам, предохраняющим патроны от выпадания при вибрациях. В то же время патрон должен надёжно крепиться в контактах предохранителя за счет исправных стальных пружинящих скоб. Нажатие губок регулируется так, чтобы патрон прочно удерживался при электродинамических усилиях, создаваемых токами короткого замыкания, и извлекался из контактов с некоторым усилием.

Проверяется состояние заземляющей шины, присоединяемой к фланцам опорных изоляторов, раме или металлической конструкции предохранителей болтовым соединением или сваркой. Обгоревшие или окислившиеся контактные поверхности предохранителей (ножи, губки) зачищают бархатным напильником и смазывают техническим вазелином.

Полнота заполнения патрона предохранителя кварцевым песком проверяется сильным встряхиванием. Если при этом слышен шум пересыпающегося песка - патрон перезаряжают. Перезаряжают также патрон и в случае перегорания плавкой вставки, целость которой проверяется мегаомметром или контрольной лампой. Для замены вставку выбирают строго в соответствии с номинальным током патрона предохранителя и электроустановки, которую защищает предохранитель. Устанавливаемую вставку в патроне располагают так, чтобы проволочки ее были удалены как можно дальше друг от друга и от стенок патрона. После этого засыпают сухой кварцевый песок. Старый песок используют только после его просушки.

Колпачки предохранителя крепят на фарфоровой трубке цементным раствором (цемент марки 400-500). Герметичность колпачков для наружной установки достигается уплотняющими шайбами из листовой резины, которые предварительно запрессовывают между фарфоровой трубкой и колпачком. Сверху на колпачок плотно надевают крышку и припаивают ее по всей длине окружности припоем ПОС-40.

При ремонте предохранителя обращают внимание на состояние указателя срабатывания. При перегорании плавкой вставки одновременно с ней перегорает указательная проволочка в патроне и освободившаяся при этом головка под действием пружины выбрасывается наружу и повисает, сигнализируя о срабатывании предохранителя. Во время перезарядки предохранителя крючок указателя срабатывания зацепляют за указательную проволочку. Для исключения возможности попадания влаги в патрон предохранителя наружной установки указатель срабатывания защищается дополнительно медным диском и удерживающим его стальным кольцом.

После ремонта проверяют наличие контакта между вставкой и колпачками патрона при помощи индуктора, контрольной лампы или мегаомметра.

При ремонте предохранителя осматривают целость армировочных швов, прочность крепления фланцев фарфоровых опорных изоляторов. При частичном разрушении армировочного шва его восстанавливают способом, указанным выше.

Наиболее распространенными предохранителями на напряжение до 1000 В являются предохранители ПН с кварцевым заполнением. Их ремонт состоит из перезарядки фарфорового патрона с заменой всего песка, зачистки контактных поверхностей от окисления, нагара металла. Песок применяется кварцевый, сухой, с размером частиц 0,5-1 мм. После ремонта патрон устанавливают в губки предохранителя с усилием и без перекосов.

Ремонт находящихся в большом количестве в эксплуатации предохранителей ПР состоит в том, что их контактные части и губки зачищают стеклянной бумагой или напильником от оксидов и нагара, проверяют фибровый патрон на отсутствие трещин и заменяют плавкую вставку. Одновременно проверяют толщину стенки, которая выгорает по мере срабатывания предохранителя. При достаточно тонкой стенке во время работы предохранителя может произойти ее разрыв и выброс дуги, а это вызовет короткое замыкание между фазами и приведет к аварии.

Отремонтированные патроны предохранителей хранят в вертикальном положении на деревянных стеллажах с гнездами, размеры которых соответствуют размерам патронов.

4. Экономическая часть

4.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения цеха

Экономическая оценка рассматриваемого варианта заключается в определении капитальных вложений и ежегодных издержек. Сущность этого метода заключается в том, что определяются расчетные затраты, представляющие собой сумму ежегодных эксплуатационных расходов и капитальных затрат, приведенных к одинаковой размерности (году).

Расчетные затраты определяют по формуле:

,(4.1)

где - нормативный коэффициент эффективности (для расчетов установок энергетики ).

К - капитальные вложения в элементы системы электроснабжения;

С - ежегодные эксплуатационные расходы.

Расчет капитальных затрат.

Капитальные вложения в элементы системы электроснабжения складываются из затрат на оборудование и стоимости монтажа.

,(4.2)

где - стоимость электрооборудования, руб;

- стоимость монтажа, стоимость монтажных работ условно можно принять до пятнадцати процентов от стоимости оборудования.

Расчет выполняется в виде таблицы 4.1.

Таблица 4.1 - Стоимость электрооборудования подстанции

Наименование	Единицы измерения	Количество	Стоимость, руб
			Единицы	Всего
Электрооборудование	шт.	14		500000000
Кабель марки АВВГ с сечением жилы, мм2: -6 -10 -16 -25 -35	м м м м м	90 350 150 220 170	11100 12600 13000 15500 16300	999000 4410000 1950000 3410000 2771000
Автоматические выключатели ВА 51-31 ВА 51-35	шт. шт.	3 5	220000 511920	660000 2559600
Итого	-	22	-	516759600

Стоимость монтажных работ условно принимается равной 15% от стоимости оборудования:

(4.3)