Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

1. Типы трансформаторных подстанций

2. Строительство трансформаторных подстанций

3. Монтаж трансформаторных подстанций

4. Испытания трансформаторов

5. Особенности правил техники безопасности при монтаже трансформаторных подстанций

6. Организация труда и механизация электромонтажных работ

7. Механизация и индустриализация электромонтажных работ

8. Техника безопасности при выполнении механизированных работ

9. Эксплуатация электрооборудования

9.1 Профилактические испытания изоляции электрооборудования

9.2 Наладка электрооборудования

9.3 Контроль за температурными режимами электрооборудования

10. Параметры надежности работы электрооборудования

11. Пути эффективного использования электрооборудования

1. Типы трансформаторных подстанций

Трансформаторные подстанции предназначены для преобразования и распределения электрической энергии.

КТП КОНТЕЙНЕРНОГО ТИПА Комплектные трансформаторные подстанции контейнерного типа (КТПТ) предназначены для приема электрической энергии переменного тока частотой 50 Гц напряжением 6 или 10 кВ и преобразования ее в электрическую энергию напряжением 0.4 кВ для электроснабжения нефтегазовых месторождений, промышленных объектов и отдельных населенных пунктов.

КТП КИОСКОВОГО ТИПА Комплектные трансформаторные подстанции киоскового типа представляют собой одно- или двух трансформаторные подстанции наружной установки и служат для приема электрической энергии трехфазного переменного тока частоты 50 Гц напряжением 6 или 10 кВ, ее транзита и преобразования в электроэнергию напряжением 0,4 кВ, а также электроснабжения и защиты потребителей населенных пунктов, промышленных и других объектов.

КТП ДЛЯ НЕФТЕДОБЫЧИ Комплектные трансформаторные подстанции для нефтедобычи служат для приема энергии, преобразования ее и снабжения ею промысловых скважин добычи нефти (и других промышленных объектов.

КТП НД - 40-100 Подстанции трансформаторные комплектные серии КТППН представляют собой одно трансформаторные подстанции наружной установки. Служат для приема электрической энергии трехфазного переменного тока частоты 50 Гц напряжением 6(10) кВ, ее транзита, преобразования и питания ею, управления и защиты электродвигателей погружных насосов добычи нефти.

КТП ШКАФНОГО ТИПА Трансформаторные подстанции представляют собой одно трансформаторные подстанции тупикового типа наружной установки. Служат для приема и преобразования электрической энергии для потребителей в районах с умеренным климатом.

Особенности КТП -02, КТП -04 и КТПР мощностью 25 - 250 кВА, напряжением 6(10) кВ шкафного типа

Выводы отходящих линий:

- КТП -02 - воздушные (за исключением линии № 4, присоединение к которой осуществляется только кабелем),

- КТП -04 - кабельные,

- КТПР - воздушные. На отходящих фидерах 0,4 кВ устанавливаются:

- КТП -02, КТП -04 - автоматические выключатели,

- КТПР - блоки рубильник-предохранитель. Комплектно с КТП, КТПР поставляется площадка обслуживания шкафа РУНН

КТП МАЧТОВОГО ТИПА КТП предназначены для электроснабжения и защиты сельскохозяйственных потребителей (в т.ч. фермерских хозяйств, садово-огороднических участков), отдельных населенных пунктов и небольших объектов, относящихся к III категории по надежности электроснабжения.

КТП типа КТПТО для термообработки бетона и грунта Подстанции трансформаторные комплектные для термообработки бетона и грунта типа КТПТО-80-07-У1 в комплекте с трехфазным масляным трансформатором ТМТО-80/0,38-У1 напряжением 380/55-95 В мощностью 80 кВА предназначены для электропрогрева и других способов электротермообработки бетона и мерзлого грунта с автоматическим контролем температуры бетона, а также для питания временного освещения и ручного трехфазного электроинструмента на напряжение 42.

КТП БЛОЧНОГО ТИПА Блочные комплектные трансформаторные подстанции в бетонной оболочке предназначены для электроснабжения потребителей городов, населенных пунктов, промышленных или сельскохозяйственных объектов.

По конструктивному исполнению они разделяются на мачтовые (столбовые), комплектные (КТП) и закрытые. На открытых мачтовых подстанциях оборудование устанавливают на опорах воздушных линий или на специальных высоких конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции состоят из трансформаторов и металлических шкафов-блоков, в которых находятся в полностью собранном виде элементы присоединения к сети высокого напряжения 35 и 6 кВ и элементы распределительного устройства напряжения 380 и 220 В. В закрытых трансформаторных подстанциях все оборудование устанавливают в здании. Мачтовые трансформаторные подстанции имеют А-, П- или АП- образные конструкции, изготавливаемые из деревянных или железобетонных стоек. На базе А-образной конструкции (иногда на одностоечной опоре) выполняют однофазные трансформаторные подстанции мощностью 5... 10 кВ-А (рис. 1). При этом А-образная конструкция одновременно может быть и концевой опорой воздушной линии высокого напряжения. На траверсе опоры монтируют разъединитель, разрядник, ниже -- предохранители и силовой трансформатор. На уровне, удобном для обслуживания, расположен распределительный щит 0,23 кВ. Подстанции не имеют площадки для обслуживания силового трансформатора и высоковольтного оборудования.



Рис. 1. Общий вид подстанции на А-образной деревянной опоре

1 -- разъединитель на 6...10 кВ с приводом; 2 -- разрядник на 6...10 кВ; 3 -- предохранители на 6...10 кВ; 4 -- силовой трансформатор; 5 -- распределительный шкаф на 380/220- В; 6 -- воздушная линия на 0,38 кВ

Подстанции П-образной конструкции используют с трехфазными трансформаторами мощностью до 100 кВ - A включительно (рис. 2). Разъединитель устанавливают на концевой опоре линии высокого напряжения. На П-образной конструкции устанавливают разрядники, высоковольтные предохранители, силовой трансформатор, ниже, на уровне обслуживания,-- распределительный щит 0,4 кВ. Для обслуживания высоковольтного оборудования и силового трансформатора сооружают специальную площадку. Для подъема на площадку предусмотрена лестница, закрываемая на замок в сложенном положении.

Конструкции АП - образной формы применяют для подстанций с трансформаторами мощностью 160 и 250 кВ-А (рис. 3). Аналогично на опоре размещают все оборудование и она же является концевой опорой высоковольтной линии.



Рис. 2. Общий вид подстанции на П-образной опоре; 1 - распределительное устройство на 0,38 кВ; 2- трубы для проводов 0,38 кВ; 3 - силовой трансформатор; 4 - разрядник иа 6...10 кВ; 5 - воздушная линия на 6...10 кВ; « предохранитель на 6...10 кВ

Наиболее широкое, преобладающее применение нашли комплектные трансформаторные подстанции (КТП). Тупиковая КТП с воздушным вводом и трансформатором мощностью до 250 кВ-А приведена на рисунке 4. Разъединитель расположен на концевой опоре воздушной линии. Разрядники крепят снаружи задней стенки шкафа высоковольтных предохранителей, а ниже -- силовой трансформатор. Рядом, на одном уровне с силовым трансформатором, устанавливают распределительный шкаф низкого напряжения. КТП устанавливают на двух (или четырех) железобетонных стойках. В качестве стоек используют типовые приставки ПТ опор воздушных линий длиной 3,25 м и 4,25 м или унифицированные стойки УСО-ЗА. Высота установки КТП над уровнем земли должна быть не менее 1,8 м, а расстояние от земли до высоковольтного ввода -- не менее 4,5.



Рис. 3. Общий вид подстанции на АП-образной опоре:

1 - силовой трансформатор; 2- разрядник на 6...10 кВ; 3 - разъединитель с приводом; 4 и 6 - трубы для проводов 380/220 В; 5 - предохранитель на в...10 кВ; 1 - распределительные шкафчики 380/220 В

Ограждать КТП не обязательно. При расположении их в местах возможного скопления людей (школы и т. п.) их нужно ограждать. Для удобства обслуживания на высоте 0,5...0,75 м от поверхности земли предусмотрена площадка, шарнирно соединенная со стойками, которую после окончания работ поднимают в вертикальное положение и запирают на замок. Промышленность выпускает КТП проходного типа (КТПП) мощностью до 2X630 кВ-А с кабельными и воздушными вводами. КТПП представляет единый блок и состоит из низковольтного, высоковольтного и силового отсеков. В отсеке высоковольтного оборудования размещены выключатель нагрузки, разъединитель и вентильные разрядники.



Рис. 4. Общий вид (а) и установка (б) комплектной подстанции КТП-160:

1 - распределительное устройство на 380/220 В; 2 - вводное устройство напряжением 6...10 кВ; 3 - разрядник; 4 - силовой трансформатор; 5 - разъединитель с приводом.



Рис. 5. Трансформаторная подстанция закрытого типа с воздушным вводом 20 кВ и двумя трансформаторами до 400 кВ-А каждый:

I - силовой трансформатор; 2 - разрядник; 3 - выводы линий 0.38 кВ; 4 - вводы 20 кВ; 5 - заземляющие ножи; 6 - разъединитель; 7 - предохранители; 8 - распределительное устройство на 0,38 кВ

В зависимости от типа грунта и местных условий КТП устанавливают на фундаменты из железобетонных стоек УСО-5А, закрепленных в сверленых котлованах. КТП можно ставить на стойки типа УСО-4А или приставки ПТО-1,7-3,25, положенные горизонтально на песчаное основание. Этот вариант рекомендуется при скальных грунтах, при песчаных грунтах с крупной галькой и валунами, когда бурение котлованов затруднительно. Раму-основание КТПП приваривают к железобетонным элементам фундаментов.

Закрытые трансформаторные подстанции применяют у ответственных сельскохозяйственных потребителей I и II категории с двухсторонним питанием (птицефабрики, животноводческие комплексы и т. п.). Обычно это двухтрансформаторные подстанции с автоматическим включением резерва. Их размещают в кирпичном двухэтажном не отапливаемом здании (рис. 5). На первом этаже монтируют силовые трансформаторы и щит низкого напряжения, на втором -- распределительное устройство высокого напряжения. Фундаменты под здание собирают из блоков серии ИИ-03-02 или выполняют ленточными бутобетонными. Покрытие и перекрытие выполняют из сборных железобетонных панелей.

В целях создания безопасных условий труда на подстанциях заземляют нейтраль обмоток низшего напряжения силового трансформатора. В соответствии с ПТБ заземляют также все металлические корпуса, кожухи оборудования и аппаратуры (разъединитель, выключатель, щиты низкого напряжения и т. д.), которые вследствие нарушения изоляции могут оказаться под напряжением. Сопротивление заземляющего устройства (Ом) при протекании по нему расчетного тока замыкания на землю /э в любое время года должно быть не более, а сопротивление заземляющего устройства на подстанциях с учетом использования естественных и повторных заземлений нулевого провода на ВЛ до 1000 В должно быть не более 4 Ом для электроустановок 380/220 В и 8 Ом для электроустановок напряжением 220/127 В.

В качестве заземляющего устройства в первую очередь используют естественные заземлители (проложенные в земле металлические трубопроводы, металлические конструкции, оболочки кабелей и т. п.). Контур заземления (заземляющее устройство) обычно выполняют из нескольких заземлителей (количество зависит от удельного сопротивления грунта в месте сооружения подстанции и требуемого сопротивления заземляющего устройства), представляющих собой стальные стержни диаметром 10...12 мм, длиной до 5 м, вертикально погруженных в грунт и соединенных между собой круглой сталью диаметром 10 мм при помощи сварки. Вместо круглой стали можно. изготовить вертикальные заземлители из угловой стали 40X40X4 мм длиной 2,5 м, а горизонтальные соединители из полосовой стали сечением 25X4 мм.



Рис. 6. Заземляющее устройство подстанции напряжением 10/0,4 кВ мощностью 250 кВ-А: 1 - горизонтальный заземлитель; 2 - подстанция; 3 - электрод заземления; 4 - концевая опора 10 кВ

Вертикальные заземлители погружают так, чтобы верхний конец был на 70 см ниже уровня земли. Горизонтальные заземлители прокладывают на уровне верхних концов вертикальных заземлителей. Все подземные соединения и присоединение заземляющих проводников к заземляемым конструкциям выполняют сваркой, а к корпусам аппаратов - сваркой или болтами. Каждый заземляемый элемент подстанции присоединяют к заземляющему контуру при помощи отдельного ответвления. Последовательно включать в заземляющий проводник несколько заземляемых частей установки запрещается. Пример заземляющего устройства для удельного сопротивления грунта q = 1 * 102 Ом-м и R <4 Ом приведен на рисунке 6.

2. Строительство трансформаторных подстанций

Строительство трансформаторных подстанций 6...55/0,4 кВ ведут в несколько этапов:

- подготовительные работы;

-транспортировка конструкций и оборудования;

-строительно-монтажные работы;

-наладка оборудования.

До начала работ по сооружению трансформаторной подстанции: составляют график поставки конструкций и оборудования, выбирают необходимые транспортные средства и механизмы. Проверяют возможность проезда транспортных средств, проверяют мосты, переезды, допустимые габариты. Выполняют привязку территории, площадки подстанции и ее планировку для обеспечения отвода ливневых вод.

Котлованы для фундаментов бурят буровыми или бурильно-крановыми машинами БКГО, БМ (БКГМ), ГБС. Диаметр сверленых котлованов должен составлять 450 мм. Устанавливают приставки ПТ, стойки УСО-ЗА, УСО-4А при сооружении мачтовых и металлических КТП. При сооружении фундамента КТПП срезают растительный слой грунта не менее чем на 10 см, засыпают песчаное основание и укладывают железобетонные конструкции. Для удобства обслуживания на КТПП сооружают площадки на высоте

75 м от поверхности земли. Площадки устанавливают на двух стойках УСО-4А, которые заделывают в сверленые котлованы. Котлованы под стойки площадки обслуживания бурят только после окончательной установки стоек под шкафы КТПП. Металлическую раму площадки крепят к оголовкам стоек при помощи сварки. На металлическую раму площадки настилают доски.

Силовые трансформаторы 630 кВ-А содержат значительное количество масла, поэтому при планировке на территории площадки КТПП предусматривают маслостоки для отвода масла в аварийных случаях. В целях создания безопасных в пожарном отношении условий расстояние от маслотоков до оборудования и зданий должно быть не менее 10 м.

Тип фундамента под сооружаемые подстанции во всех случаях выбирают в соответствии с проектным решением, принятым на основании данных инженерно-геологических изысканий.

При установке стоек в котлованы послойно трамбуют (уплотняют) грунт лопатами, механическими или ручными трамбовками. Для засыпки котлованов на песчаных почвах используют грунт, полученный при разработке котлована, а на глинистых почвах - песчано-гравийную смесь состава 1:1.

Для устройства заземляющего контура подстанции в грунт погружают вертикальные заземлители и роют горизонтальные траншеи для соединительных проводников. Для забивки электродов, рытья и засыпки траншей используют машины УЗК-1 на базе трактора ДТ20-С2. Круглые стальные вертикальные заземлители ввертывают при помощи специального приспособления ямобурами. Забивать электроды можно электропогружателем типа ПЗ-12, пневматическими заглубителями электродов, электромолотком и т. п. Вдавливают электроды при помощи гидросистемы трактора.

Доставленное на монтажную площадку оборудование осматривают, выявляя дефекты, проявившиеся при транспортировке. Целое оборудование устанавливают на подготовленный фундамент (опору). Для погрузки, разгрузки и установки оборудования используют краны соответствующей грузоподъемности.

При подготовке КТП на монтажном участке проверяют соответствие направляющих под трансформатор (кронштейнов) и при необходимости устанавливают направляющие нужной конструкции. После закрепления КТП на фундаменте устанавливают: низковольтные изоляторы; проходные изоляторы 6...35 кВ, удалив деревянные заглушки; патроны предохранителей типа ПК; высоковольтные и низковольтные разрядники.

Собирают линейный разъединитель на раме, регулируют углом поворота одновременность включения, ход контактов. Проверяют состояние поверхности и площадь прилегания контактов, регулируют усилие сжатия контактов. Допускается несоосность вертикальных осей фаз разъединителя не более±2 мм, отличие угла поворота подвижных ножей фаз не должно быть более 3%. Параллельность подвижных ножей и одновременность их замыкания регулируют изменением межполюсных тяг и перестановкой упоров. Разновременность включения ножей фаз может составлять не более 3 мм для разъединителей до 10 кВ и 5 мм для разъединителей на напряжение 35 кВ. Монтаж разъединителя выполняют следующим образом. Подготавливают приводную тягу и привод, после чего разъединитель устанавливают на опору. Монтируют элементы блокировки привода разъединителя и дверцы высоковольтного шкафа.

Полностью собранные и отрегулированные разъединители подвергают испытаниям. Мегомметром на напряжение 2500 В измеряют сопротивление изоляции поводков и тяг, выполненных из органических материалов, и многоэлементных изоляторов:

Для проверки регулировки контактных систем измеряют вытягивающие усилия подвижных контактов из неподвижных и измеряют сопротивление контактов постоянному току. Полученные данные должны соответствовать нормам.

Наладочные работы на трансформаторных подстанциях выполняют специальные бригады, оснащенные приборами и оборудованием. Основные электрические испытания проводят с использованием автоэлектротехнической лаборатории ЭТЛ-10. Наладочная бригада испытывает все высоковольтное оборудование, силовой трансформатор, низковольтные аппараты, заземляющий контур в объеме, указанном в «Объемах и нормах испытания электрооборудования». Она же составляет исполнительную документацию с указанием изменений, внесенных в проектную документацию.

Для защиты обмоток силового трансформатора от волн перенапряжений на вводах подстанций устанавливают вентильные разрядники типа РВП, РВС, РВО, РВН.

Перед монтажом разрядник РВП-10 осматривают, проверяют целость фарфоровых частей (отсутствие сколов, трещин и т. п.), исправность армировки. При покачивании и встряхивании разрядника он не должен дребезжать. Позванивание свидетельствует об ослаблении связи между внутренними частями, такой разрядник следует перебрать в лаборатории или мастерской. Разрядник РВП-10 либо подвешивают за ушко, прикрепив его дополнительным стальным хомутом к корпусу шкафа, либо крепят к опорной конструкции хомутом из стальной полосы 60X6 мм. После установки каждый разрядник присоединяют к заземляющей сети стальной полосой 40X4 мм. Соединение с заземляющей магистралью должно быть выполнено по кратчайшему расстоянию. Верхний наружный контакт присоединяют к защищаемым токоведущим частям. Затем измеряют сопротивление изоляции мегомметром на 2500 В. Значение тока утечки проверяют при напряжении, равном номинальному напряжению разрядника на постоянном токе. Верхний допустимый предел тока утечки для РВП на 3,6 и 10 кВ составляет 10 мкА. Пробивное напряжение измеряют на переменном токе, для РВП-10 оно должно быть в пределах 23.32 кВ, для других разрядников пределы приведены в нормах.

В виде исключения допускается защита трансформаторной подстанции малой мощности трубчатыми разрядниками РТВ, РТФ. Трубчатые разрядники устанавливают также для защиты высоковольтных кабельных вставок и подходов к подстанции воздушных линий электропередачи. В функцию разрядника входит не только ограничение волны перенапряжений» но и гашение дуги сопровождающего тока промышленной частоты, протекающего через искровой промежуток вслед за импульсным пробоем.

При срабатывании разрядника газогенерирующее вещество (фибра, винипласт) выгорает, что приводит к увеличению внутреннего диаметра трубки, падению давления газов при срабатывании и изменению пределов отключаемых токов. Поэтому перед установкой разрядника делают следующее:

проверяют состояние внутренней поверхности. Для этого вывинчивают стержневой электрод и просматривают внутренний канал. Наружная и внутренняя поверхности трубки должны быть ровными, без трещин и расслоения;

измеряют внутренний диаметр трубки. Допускается увеличение внутреннего диаметра на 40% по сравнению с первоначальными размерами. Для разрядников серии РТФ допускается уменьшение толщины стенки фибровой трубки до 2 мм. Дальнейшее увеличение приводит к повышению нижнего предела отключения токов выше допустимого; измеряют внутренний искровой промежуток. Промежутки должны соответствовать номинальным значениям с допуском ±5 мм для разрядников на напряжение 35 и 110 кВ и ±3 мм для разрядников 3...10 кВ. Если внутренний искровой промежуток изменился незначительно, его можно подрегулировать изменением толщины прокладок у стержневого электрода.После установки трубчатого разрядника на опору проверяют расположение зон выхлопа. Они не должны пересекаться и охватывать элементы конструкции и проводов, имеющих потенциал, отличный от потенциала разрядника.

3. Монтаж трансформаторных подстанций

Силовой трансформатор - основной элемент схемы электроснабжения. От качества монтажа во многом зависит надежность его работы в условиях эксплуатации.

По размерам силовые трансформаторы подразделяются на шесть габаритов. К первым габаритам относятся трансформаторы напряжением до 35 кВ (1-й габарит -- мощностью 25...100 кВ-А, 2-й--160...630 кВ-A и 3-й-- 1000...6300 кВ-A). С завода-изготовителя трансформаторы обычно доставляют железнодорожным или водным транспортом. Трансформаторы мощностью до 1600 кВ-А транспортируют в полностью собранном виде и заполненными маслом. Трансформаторы большей мощности транспортируют с маслом, но со снятыми отдельными узлами (вводы, расширители, радиаторы и т. п.). По грунтовым дорогам от железнодорожной станции до монтажной площадки трансформаторы 1-го и 2-го габаритов перевозят на автотранспорте, трансформаторы 3-го и более габаритов перемещают на специальных трайлерах или металлических санях. Транспортировать трансформаторы на металлических листах категорически запрещено, так как при этом можно деформировать днище бака. В пределах строительной площадки трансформаторы к фундаменту часто перемещают по рельсовому пути на собственных катках. Выбор типа и числа транспортных средств, а также тяговых единиц определяют расчетом.

На месте монтажа трансформаторы разгружают либо при помощи кранов соответствующей грузоподъемности, либо при помощи домкратов на специально выполненную шпальную клеть. Трансформаторы, поступившие к месту монтажа, в течение 10 дней подвергают осмотру и проверке на герметичность.

При проверке герметичности бака у трансформаторов, транспортируемых с маслом, убеждаются в отсутствии утечки масла и нормальном его уровне. У трансформаторов, транспортируемых с расширителем, уровень масла определяют по масломерному стеклу. У трансформаторов, транспортируемых с маслом, но без расширителя, на крышке бака устанавливают трубу длиной 1,5 м и диаметром, равным 1... 1,5 дюйма с воронкой. В трубу наливают масло. Если в течение 3 ч течи нет, то бак трансформатора герметичен.

До проверки герметичности запрещается подтягивать уплотнения.

Во время хранения трансформаторов фарфоровые вводы закрывают деревянными ящиками, в процессе хранения периодически контролируют уровень масла в расширителе, отсутствие течи масла. Чтобы монтаж силового трансформатора прошел успешно, необходимо тщательно выполнить подготовительные работы. До начала монтажа необходимо подготовить следующее:

а) строительную часть (фундамент, пути перекатки от места сборки до монтажа);

б) помещение (ТМХ) или площадку для сборки, ревизии и прогрева трансформатора;

в) соответствующие подъемные механизмы, инструмент, приспособления и материалы;

г) трансформаторное масло и оборудование для его обработки т заливки;

д) мощные источники электроснабжения;

е) противопожарный инвентарь и систему оповещения (тел. и т. п.).

После этого приступают к подготовке трансформатора и его арматуры к монтажу. К арматуре трансформаторов относятся вводы, радиаторы и расширитель (прибывшие отдельно), термосифонный и воздухоочистительный фильтры, вспомогательная аппаратура (газовое реле, термометры и т. п.) и уплотнения.

Вводы класса напряжения 3...35 кВ очищают от пыли и влаги. При осмотре проверяют надежность армировки, целость фарфора, убеждаются в отсутствии трещин и сколов. На вводах, внутренняя полость которых заполняется маслом из бака, проверяют чистоту отверстия для поступления масла, а также отверстия и пробки Д выпуска воздуха. Перед установкой на трансформатор вводы испытывают повышенным напряжением переменного тока в течение 1 мин.:

Номинальное напряжение, кВ 3 6 10 20 35

испытательное напряжение, кВ 25 32 42 68 100

В случае необходимости армировки вводов пользуются магнезиальной массой.

При подготовке термосифонного фильтра его полностью разбирают, внутренние поверхности фильтра и соединительных патрубков очищают, промывают сухим трансформаторным маслом, а затем фильтр заполняют заранее подготовленным сорбентом. Фильтры вместимостью 50 л промывают сухим маслом при помощи фильтр-пресса до тех пор, пока масло не очистится от механических примесей. Сорбент перед засыпкой сушат при температуре 140°С (413 К) в течение 8 ч.

Перед монтажом расширителя и выхлопной трубы проверяют их на чистоту и герметичность. Для этого у расширителя снимают торцовые заглушки и всю его внутреннюю поверхность промывают чистым маслом. Далее устанавливают маслоуказатель и реле уровня масла, закрывают торцовые заглушки. Затем расширитель и выхлопную трубу испытывают на герметичность, заполняя их сухим трансформаторным маслом и выдерживая в течение трех часов. Газовое реле перед установкой на трансформатор проверяют в лаборатории, затем устанавливают в рассечку маслопровода таким образом, чтобы стрелка на крышке реле была направлена от бака трансформатора к расширителю.

После выполнения подготовительных работ предварительно оценивают состояние изоляции трансформатора, для этого делают следующее:

а) у трансформаторов, транспортируемых с маслом, отбирают пробу масла, которую подвергают сокращенному анализу и для которой измеряют тангенс угла диэлектрических потерь;

б) у трансформаторов, транспортируемых без масла, проверяют электрическую прочность остатков масла, взятого через пробку в дне бака.

Результаты предварительной оценки состояния изоляции учитывают при решении вопроса о включении трансформатора в эксплуатацию без сушки.

Ревизию активной части трансформатора проводят только в случае нарушения правил транспортировки, выгрузки и хранения, а также после каждого нарушения, которое могло бы привести к повреждению внутри трансформатора. Способ проведения ревизии определяется конструкцией трансформатора. Можно поднять активную часть из бака трансформатора или верхнюю съемную часть, если бак с нижним разъемом.

Трансформатор можно вскрывать для осмотра только при условиях, препятствующих быстрому увлажнению изоляции. Осмотр следует проводить в помещении, защищенном от попадания атмосферных осадков и пыли. На открытом воздухе трансформатор можно вскрывать только в сухую и ясную погоду. Во всех случаях температура активной части в процессе всего периода разгерметизации должна превышать температуру точки росы окружающего воздуха не менее чем на 5° и должна быть не ниже +10°С. Температура точки росы окружающего воздуха зависит от его температуры и влажности и определяется по таблице 1.

Таблица 1

Относительная влажность воздуха, %	Температура точки росы окружающего воздуха при его температуре, °С
	0	5	10	15	20	25	30
90	- 1,0	3,5	8,5	3,3	18,2	23,3	28,2
80	- 3,0	1,8	6,5	11,0	16,1	21,1	25,3
70	- 4,4	- 0,2	4,5	9,5	14,0	19,0	23,8
60	- 6,8	- 2,0	2,8	7,0	11,5	16,4	21,3
50	- 8,5	- 4,3	- 0,5	4,3	8,6	13,2	17,9

Температуру активной части можно измерить любым термометром (кроме ртутного), установленным на верхнем ярме магнитопровода. Относительную влажность воздуха определяют психрометром либо при помощи двух термометров (сухого и влажного). Если естественные условия окружающей среды не соответствуют нужным требованиям, трансформатор перед разгерметизацией нагревают. При относительной влажности окружающего воздуха более 80% разгерметизация трансформаторов напряжением 35 кВ и выше возможна только в закрытом помещении или во временном сооружении, где можно создать необходимые условия. Продолжительность пребывания трансформатора в разгерметизированном состоянии не должна превышать установленного времени при определенной влажности воздуха. Так, для трансформаторов на напряжение до 35 кВ при относительной влажности до 75% это время должно быть не более 24 ч, а при относительной влажности до 80% -- только 16 ч. Если продолжительность пребывания активной части в разгерметизированном состоянии превысила норму не более чем в два раза, необходимо провести контрольную подсушку изоляции силового трансформатора. Началом разгерметизации для трансформаторов, транспортируемых с маслом, считается начало слива масла, а окончанием -- начало вакуумирования перед заливкой.

При ревизии активной части трансформатора ее часто поднимают из бака. Трансформатор устанавливают строго по уровню, а поднятую активную часть -- на деревянных подкладках. Объем работ при ревизии следующий.

Проверяют затяжку стяжных шпилек, креплений отводов, винтов и домкратов осевой прессовки обмоток. Все ослабленные гайки подтягивают и затягивают контргайками.

Визуально проверяют доступные изолирующие детали обмоток, отводов переключателей, цилиндров. Осматривают состояние контактных поверхностей переключателей.

Промывают активную часть струей горячего чистого и сухого трансформаторного масла. Промывают и очищают внутреннюю часть бака.

Измеряют сопротивление изоляции всех стяжных шпилек и прессующих колец относительно активной стали и ярмовых балок, сопротивление изоляции ярмовых балок относительно активной, стали. Все измерения делают мегомметром на 1000...2500 В.

После окончания ревизии активную часть опускают в бак, герметизируют размеры крышки бака. Резиновые прокладки приклеивают к раме разъема. По всему периметру, бака равномерно затягивают болты. После этого проверяют состояние изоляции силового трансформатора и при соответствии ее нормам в трансформатор заливают масло. Трансформаторы напряжением до 35 кВ заливают маслом без вакуума. Температура масла должна быть не ниже +10°С (283 К) а температура активной части -- выше температуры масла. Продолжительность заливки должна быть не более 8 ч. Заливают масло через расширитель.

В новые трансформаторы можно заливать только масло, не бывшее в эксплуатации и отвечающее требованиям ГОСТа. Трансформаторы, выполненные в соответствии с ГОСТ 11677--75, разрешается монтировать и включать в эксплуатацию без ревизии активной части при соблюдении условий транспортировки, выгрузки и хранения. После выполнения ревизии трансформатор собирают и перекатывают на фундамент. При сборке монтируют заранее подготовленные детали трансформатора: термосифонный фильтр, расширитель, выхлопную трубу, газовое реле, термосигнализаторы, а также силовые и контрольные кабели. При монтаже перед снятием каждой заглушки убеждаются в том, что кран находится в закрытом положении. После снятия заглушки очищают поверхность фланцев и убеждаются в целости: резиновых уплотнений. Болты затягивают равномерно по всему периметру уплотнения до тех пор, пока толщина прокладки не составит 2/з первоначальной. После установки арматуры доливают- сухое масло через расширитель. При этом открывают воздухоспускные пробки вводов 35 кВ, встроенных трансформаторов тока и т. п. После появления масла в воздухоспускных отверстиях их закрывают пробками. После окончания сборки при помощи лебедок, полиспастов или трактора плавно, со скоростью не выше 8 м/мин трансформатор перемещают на катках на фундамент и присоединяют к общему контуру заземления. При установке на фундамент необходимо проверить, чтобы крышка трансформатора имела подъем по направлению к газовому реле 1.. 1,5° относительно линии горизонта.

4. Испытания трансформаторов

После окончания монтажа трансформатор подвергают испытаниям. Испытание начинают с проверки маслоплотности его бака путем создания избыточного давления столбом масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем масла в расширителе в течение 3 ч при температуре Масла не ниже +10°С (283 К). Для этой цели на крышке трансформатора устанавливают трубу высотой 1,5 м, заполненную маслом до необходимого уровня. Отсутствие течи в уплотнениях и швах бака трансформатора свидетельствует о его маслоплотности.

После окончания доливки и отстоя масла в течение не менее 24 ч отбирают масло для выполнения сокращенного анализа и измерения tgд и электрической прочности. Характеристики масла должны соответствовать требованиям ПТЭ и ГОСТов.

Затем измеряют потери холостого хода при напряжении равном 5...10% номинального (рис. 7). При этом используют схемы и напряжения, при которых были сделаны измерения на заводе-изготовителе. Значения потерь не нормируют, но для трехфазных трехстержневых трансформаторов они не должны отличаться от заводских данных более чем на 5%, а для однофазных трансформаторов - на 10%. Потери в трансформаторе Р0 при подведенном напряжении Un вычисляют по формуле Р0 = Р ИЗМ - Рпр

где Ризм - суммарная мощность, потребляемая трансформатором и приборами (рис. 7,а); Рпр -- мощность, потребляемая приборами (рис. 46,6).

Для измерения сопротивления изоляции и определения отношения R60/R15 пользуются мегомметром на 2500 В. При измерении все выводы обмоток одного напряжения соединяют между собой. Остальные обмотки и бак заземляют. За температуру изоляции трансформатора, не подвергающегося подогреву, принимают температуру верхних слоев масла. Значение R60 изоляции должно быть не менее указанного в нормах [10]. Например, для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно, залитых маслом, при температуре обмотки 20°С R60>300 МОм. Сопротивление изоляции измеряют при температуре верхних слоев масла не ниже + 10°С, в противном случае трансформатор подогревают.

Рис. 7. Схема измерения потерь холостого хода

а - измерение суммарных потерь; 6 - измерение потерь в измерительных приборах

Тангенс угла диэлектрических потерь для трансформаторов напряжением до 35 кВ и мощностью до 6300 кВ*А измеряют в случаях несоответствия измеренного сопротивления изоляции требуемому значению. Измеренное значение tgд изоляции обмоток, приведенное к одной температуре, не должно отличаться более чем на I % от заводских данных и по абсолютному значению для температуры обмотки 20°С должно быть не более 1,5%.

При отсутствии паспортных данных или после ремонта с частичной или полной сменой обмоток проверяют коэффициенты трансформации на всех ступенях переключателя. Коэффициент трансформации не должен Отличаться более чем на ±2% от значений, полученных а других фазах, и от заводских данных. Измерение выполняют компенсационным методом, методом двух вольтметров или методом образцового трансформатора (ГОСТ 3484--77).



Рис. 8. Схема проверки группы соединения

1 - испытуемый трансформатор; 2 - реостат; 3 - фазометр.

Группу соединения проверяют при отсутствии паспортных данных или когда сомневаются в их правильности, а также после ремонтов с частичной или полной сменой обмоток. Измеряют фазометром или методом двух вольтметров. По показанию фазометра, измеряющего угловые смещения между напряжениями обмоток (рис. 8), определяют группу соединения.

Сопротивление обмоток постоянному току определяют на всех ответвлениях. Полученные значения не должны отличаться более чем на 2% от сопротивления других фаз или от заводских данных.

Испытание изоляций повышенным напряжением с частотой 50 Гц проводят в течение 1 мин. Значение испытательного напряжения должно соответствовать ГОСТ 1516.1--73. Для трансформаторов с нормальной изоляцией значения испытательного напряжения во время пусконаладочных испытаний должны быть следующими:

класс напряжения обмотки, кВ 0,69 3 6 10 20 35

испытательное напряжение, кВ 4,5 16 23 32 50 77

После испытания изоляции повышенным напряжением у трансформаторов, имеющих магнитопроводы со стальными шпильками, следует в течение 1 мин испытать витковую изоляцию индуктированным напряжением промышленной частоты, равным 1,15 номинального напряжения.

Перед включением трансформатора в работу проверяют действие газовой защиты, реле уровня масла, манометрических термометров, встроенных трансформаторов тока. Действие реле уровня масла проверяют в процессе доливки маслом трансформатора.

5. Особенности правил техники безопасности при монтаже трансформаторных подстанций

Строительные работы в помещениях и на территории подстанции должны быть полностью закончены до начала электромонтажных работ. Должны быть приняты фундаменты, порталы, конечные опоры воздушных линий, А- и П-образные конструкции. Эти конструкции при монтаже оборудования испытывают значительные нагрузки, и требуется надежное выполнение всех болтовых и сварных соединений, правильная установка анкерных болтов. Кабельные траншеи до начала электромонтажных работ должны быть закрыты временными настилами.

При выполнении такелажных работ все конструкции и оборудование массой более 50 кг необходимо поднимать при помощи грузоподъемных механизмов. Основную массу элементов подстанции монтируют при помощи автомобильного крана (разъединители, металлические шкафы КТП, шкафы КРУ, КРУН). Стропы к грузам крепят стропальщики, а управляет автокраном машинист, прошедший специальное обучение. Поднимать и перемещать опорные конструкции и электрооборудование разрешается только после принятия мер, предупреждающих опрокидывание конструкций. Для этого стропы следует крепить выше центра тяжести, применять оттяжки, расчалки и т. п.

При подъеме аппаратов запрещается крепить стропы к изоляторам, контактным деталям или отверстиям в лапах. Крепить следует только к раме (разъединитель, шкаф КТП и т. п.). Поднятое оборудование нужно немедленно закрепить на местах болтами, соответствующими проекту. Во избежание ранения рук перед установкой необходимо удалить заусенцы с болтов, шпилек, фланцев изоляторов. При выверке разъединителя, шкафа КТП не разрешается проверять совпадение отверстий руками. Все работы на активной части или внутри трансформатора можно выполнять только при условии, что активная часть надежно установлена внутри бака или снаружи. Запрещается просовывать голову или руки между фланцем и крышкой трансформатора. До начала монтажа трансформатора все обмотки должны быть закорочены, а после окончания монтажа заземлены. Во избежание поражения работающих электрическим током временные проводки для освещения, ручного электроинструмента, сигнализации и т. п., а также сварочные провода не должны касаться токоведущих частей монтируемой установки. Для местного освещения нужно применять ручные переносные лампы напряжением не выше 12 В.

При монтаже закрытых подстанций разъединители рубящего типа перемещают, поднимают и устанавливают лишь в положении «Включено». И, наоборот, выключатели выше 1000 В, автоматы, электромагнитные приводы, а также другие аппараты, снабженные возвратными пружинами или механизмами свободного расцепления, можно перемещать, поднимать и устанавливать только в положении «Отключено». Это вызвано тем, что при случайном отключении аппарата под действием возвратных пружин персонал может получить травмы.

Трехполюсные разъединители внутренней установки должны поднимать не менее двух рабочих. Подъем на высоту более 2 м следует выполнять с применением блока или лебедки. При проверке и наладке цепей управления, защиты, измерений, контроля и т. п. с подачей напряжения необходимо пользоваться инструментом с изолированными ручками.

6. Организация труда и механизация электромонтажных работ

Повышение производительности труда, сокращение сроков производства электромонтажных работ могут быть достигнуты при правильной организации электромонтажного производства. Электромонтажные работы завершают любое строительство, они определяют сроки ввода объектов в эксплуатацию. Задержка или несвоевременное окончание строительных работ отражается на сроках выполнения электромонтажных работ, а следовательно, на сроках сдачи в эксплуатацию смонтированного оборудования. Выполнение электромонтажных работ в две стадии ускоряет ввод объектов в эксплуатацию. На первой стадии выполняют все подготовительные и заготовительные работы. К ним относятся знакомство с проектом и разработка линейных и сетевых графиков, разработка технологического проекта электромонтажных работ. В нем учитывается очередность и последовательность монтажа. Проект используют для предварительной подготовки электромонтажных организаций к предстоящим работам, на основании проекта составляют общестроительный план организации работ.

На первой стадии электромонтажных работ решают все вопросы, связанные с организацией труда: от проверки и изучения проектной документации до определения потребности в рабочей силе» составления графиков движения рабочих и разработки мероприятий по технике безопасности.

На первой стадии собирают разрозненное оборудование в блоки, регулируют и налаживают его, заряжают светильники, заготовляют тросовые проводки и т. п. На строительной площадке в зоне предстоящего монтажа проверяют проходы, каналы и ниши, необходимые для монтажа электрооборудования, заготавливают закладные детали b устанавливают их в строительные элементы зданий в процессе сооружения последних. Так как фундаменты, фермы, балки, колонны перекрытия представляют собой несущие строительные конструкции, которые нельзя пробивать, то в них закладывают трубы с заглушками по концам. Заготовительные работы, выполняемые вне зоны монтажа, могут быть широко механизированы и автоматизированы.

На второй стадии выполняют основные электромонтажные работы в готовых помещениях. Работы на этой стадии нужно вести после полного окончания строительных, отделочных и специальных работ.

На второй стадии применяют средства механизации - телескопические вышки, специализированные машины, кабелеукладчики, монтажные лебедки, приспособления и механизированные инструменты. Значительное внимание при этом уделяется внедрению- новой техники и прогрессивной технологии.

Непосредственно на объекте монтажа устанавливают скомплектованное в блоки и монтажные узлы электрооборудование и различные электроконструкции, прокладывают силовые и осветительные сети на подготовленных в первой стадии трассах с использованием закладных деталей, оконцовывают и присоединяют жилы проводов и кабелей к клеммам собранных шкафов и пультов в соответствии с монтажной схемой, предусмотренной проектом, предварительно комплектуют оборудование и материалы и организуют контейнерную и комплектную доставку их на монтажную площадку.

Вторая стадия завершается пусконаладочными работами. Наладку относительно простых объектов выполняют электромонтажники. Наладку сложного оборудования, например оборудования животноводческих комплексов, выполняют специализированные пусконаладочные и монтажно-наладочные управления.

Окончание наладочных работ рекомендуется планировать одновременно с окончанием остальных работ на объекте. По возможности проверку и наладку выполняют пооперационно, непосредственно после завершения отдельных видов работ. Наладочные работы выполняют в четыре этапа.

· Первый этап - работы без подави напряжения в схему. Осматривают оборудование, выявляют недоделки, измеряют сопротивление изоляции, проверяют диаграммы командоаппаратов, ключей управления, свободное включение рукояток приводов, полярность и фазировку линий.

· Второй этап - работы с подачей напряжения в оперативные цепи управления. Проверяют действие всех элементов схемы, их блокировку, работу аппаратов при нормированных отклонениях напряжения. Выявленные недоделки и дефекты регистрируют в журнале. Обо всех замечаниях ставят в известность проектную и монтажную организации.

· Третий этап - исполнение мероприятий второго этапа и проверка силовых цепей. Подают напряжение в силовые и оперативные цепи, осуществляют ручное управление электроприводами, опробуют их на разных режимах, передают объект эксплуатационному персоналу.

· Четвертый этап -- комплексные испытания и режимная наладка. На этом этапе обслуживание электроустановок находится в ведении эксплуатационного персонала. Наладчики наблюдают за четкостью и надежностью действия аппаратуры, настраивают машины на различные режимы работы. Дата начала комплексного опробования считается датой пуска объекта в эксплуатацию.

Для сдачи объекта в эксплуатацию монтажная организация готовит следующую документацию: перечень отклонений от проекта; исправленные чертежи; акты на скрытые работы; протоколы осмотров, формуляры монтажа машин.

Пусконаладочная организация представляет документы:

протоколы испытаний и наладки; исправленные принципиальные схемы;

сведения о замене аппаратуры.

Предприятие-заказчик представляет техническую документацию заводов-изготовителей, поставщиков оборудования.

Научная организация труда на современном этапе тесно связана с совершенствованием техники, технологии, организации производства и управления. Большое значение имеет рациональная организация труда инженерно-технических работников и служащих. Следует шире применять счетно-вычислительную, множительную и организационную технику, научно обоснованные методы разделения труда.

Один из элементов научной организации труда - сетевое планирование электромонтажных работ. Сетевой график представляет собой модель технологических операций с отображением их взаимосвязи и последовательности выполнения. График составляют для оперативного управления и контроля за ходом строительства или монтажа. Работы в графике расположены в строгой технологической последовательности. Сроки начала последующих работ определены в зависимости от времени выполнения предшествующих. Элементами сетевого графика являются события, работы и ожидания. Событие - это факт окончания одной или нескольких работ.

Например, работе по затяжке проводов в трубы должно предшествовать событие - «трубы проложены». Термин «работа» в сетевом графике означает производственный процесс, требующий затраты труда, времени и ресурсов, например монтаж щитов управления, монтаж проводов и т. п. Ожидания требуют затрат времени без затрат труда и ресурсов, например, при отвердевании бетонных сооружений.

Сетевой график характеризуется начальным, конечным и промежуточным событиями. Каждое событие на сетевом графике изображают кружком. Символы событий (кружки) разделяют на секторы. В верхнем секторе обозначают порядковый номер события,, и левом секторе -- раннее начало, в правом -- позднее начало работ. Работы изображают в виде линий - стрелок, связывающих между собой кружки -- события. Над линией указывают число занятых рабочих, под линией - число дней, необходимых для выполнения данной работы. Начало и окончание работы обозначаются двумя кружками предшествующего и последующего событий.

Из одного события может выходить или в него входить несколько работ - стрелок. Начальное событие не имеет никаких предшествующих работ, оно определяет начало строительства. Конечное событие не имеет никаких последующих работ, оно определяет окончание всего строительства. Путь в сетевом графике - это любая последовательность стрелок, в которой конец каждой предыдущей стрелки совпадает с началом последующей.

Непрерывная последовательность событий, работ и ожиданий от начального до конечного события, требующего наибольшего времени для своего выполнения, называется критическим путем. События и работы на критическом пути именуются критическими. Продолжительность работ, лежащих на критическом пути, определяет общую продолжительность комплекса работ, планируемых в сетевом графике.

Сетевые графики составляют проектные организации, а также ответственные исполнители, специально выделенные от строительной организации. Степень детализации графика зависит от объема и сложности строительства, числа объектов и числа событий. Объединение частичных графиков в общий называется сливанием сетевого графика. После составления графика выполняют математический обсчет продолжительности всех работ, включенных в график, выявляют резерв времени и ресурсов на некритических путях.

Сетевое планирование позволяет осуществлять оперативный контроль за ходом работ. Выполнение работ по сетевому графику контролируют два раза в неделю, выявляют процент и объем выполнения. В ходе анализа прогнозируют ожидаемые сроки свершения событий, выявляют резервы времени для обеспечения критических работ за счет некритических. С учетом намеченных мероприятий пересчитывают график и срок завершения работ приводят к директивному. Таким образом, планирование работ при помощи сетевого графика ведется непрерывно.

Система сетевого планирования позволяет сократить отчетность, освободить персонал от составления форм оперативной отчетности. Сетевые графики позволяют выделить из большого комплекса работ наиболее важные, лежащие на критическом пути, позволяют сосредоточить на них внимание и основные ресурсы. Помимо этого, они содействуют четкому установлению всех взаимосвязей между строительно-монтажными организациями, координации их работы и выбору Оптимальных вариантов производства работ для сокращения их сроков. Сетевые графики устраняют разобщенность в планировании поставок оборудования и сроков строительно-монтажных работ.

7. Механизация и индустриализация электромонтажных работ

Под механизацией работ понимается замена ручного труда работой машин, широкое применение механизированных инструментов. Механизация подразделяется на комплексную, частичную и малую. При комплексной механизации все основные процессы выполняют машинами и механизированными инструментами. При частичной механизации машины заменяют ручной труд на отдельных видах работ. При малой механизации применяют инструменты, приспособления механизмы на отдельных операциях. На базе механизации с применением производительных и высокоэффективных механизмов и приспособлений осуществляется индустриализация электромонтажных работ.

К индустриализации работ относится совокупность мероприятий, направленных на сокращение сроков, повышение производительности труда, улучшение качества работ за счет выполнения электромонтажных работ вне строительной площадки - на заводах и монтажно-заготовительных участках. Уровень индустриализации работ характеризуется отношением объема работ, выполняемых индустриальными методами, ко всему объему работ. Уровень индустриализации имеет свой оптимальный предел, который зависит от вида сооружаемого объекта. Для электромонтажных работ оптимальный уровень индустриализации колеблется от 12 до 40%.

Внедрение индустриализации способствует созданию новых, более современных видов оборудования, отвечающих специфическим условиям работы. Повышается надежность и безопасность работы благодаря применению более современных схем и быстрой заменяемости панелей. Сокращается объем проектной документации и количество персонала. Повышается сохранность монтируемого оборудования, уменьшается объем строительства, сокращается продолжительность монтажа. На монтажно-заготовительных участках комплектуют электрооборудование и материалы, собирают одиночное оборудование в укрупненные блоки и монтажные узлы, изготовляют нестандартные монтажные изделия.