Ремонт трансформаторов 1 и 2 габаритов

Построив круговую диаграмму последовательности действия контактов избирателя и контакторов при прямом и обратном ходах, по величине люфта судят о качестве сборки избирателя (если люфт меньше 16°, сборка считается удовлетворительной). Затем выполняют десять циклов переключений и если дефекты отсутствуют, считают, что переключающее устройство отремонтировано удовлетворительно и может быть установлено на трансформатор.

В эксплуатации находится большое количество трансформаторов с армированными вводами для обмоток НН и ВН. Вводы трансформатора работают в тяжелых условиях. В то время, когда часть ввода, находящаяся внутри бака, нагревается до 70 °С, другая его часть, возвышающаяся над крышкой, может подвергаться воздействию отрицательной температуры (--35 °С и ниже), а также агрессивных веществ из атмосферы. На изоляторы вводов действуют атмосферные явления (грозовые разряды), в десятки и сотни раз превышающие номинальные напряжения трансформатора и даже испытательные напряжения изолятора. Наиболее часто в армированных вводах повреждаются армировочные швы в месте соединений фарфоровых изоляторов с металлическими фланцами. Это объясняется тем, что при воздействии на изолятор переменных температур в швах возникают значительные механические усилия, обусловленные различными коэффициентами расширения фарфора и металла. Разрушение швов может вызываться и электродинамическими силами. Они действуют на вводы, если через их стержни часто проходят токи короткого замыкания.

При ремонте трансформатора вводы тщательно осматривают. Если на поверхности изолятора имеется не более двух (на одной вертикальной линии) сколов площадью до 1см2 и глубиной до 1мм, дефектные места промывают, а затем покрывают двумя слоями бакелитового лака, просушивая каждый слой в сушильном шкафу при 50 - 60 °С. Изоляторы с большим количеством дефектов заменяют новыми.

Вводы, армированные швы которых разрушены не более чем на 30% по окружности, ремонтируют, очищая поврежденные участки и заливая их цементирующим составом. При значительных разрушениях армированного шва ввод переармируют. Для этого фасонным зубилом разрушают старую замазку и удаляют ее. Если замазка не поддается зубилу, ее предварительно смачивают 5 %-м раствором плавиковой или 30%-м раствором соляной кислоты. Работу с растворами кислот выполняют в защитных очках и перчатках из кислотоупорной резины.

Старую армировочную замазку ввода удаляют и путем разрушения после предварительного нагревания. Для этого ввод помещают в термошкаф и в течение 1,5 - 2ч выдерживают при 450 - 500°С, а затем легкими ударами по фланцу удаляют замазку.

Переармировку ввода (рис. 8) выполняют следующим образом. Очистив изолятор ввода от пыли и грязи, а его фланец от остатков старой замазки, собирают ввод и устанавливают его вертикально в приспособление, которое состоит из стальной нажимной плиты толщиной 5 мм, двух вертикальных стальных шпилек диаметром 10 - 12 мм с гайками и деревянной опорной плиты толщиной 40 - 50 мм. Далее приготавливают порцию цементирующей смеси (140 мае. ч. магнезита, 70 мае. ч. фарфорового порошка и 170 мае. ч. раствора хлорного магния) и вливают ее тонкой струей до полного заполнения пространства между изолятором и фланцем. После затвердевания замазки (12 - 15 ч) ввод освобождают из приспособления, очищают от брызг магнезита и окрашивают армированный шов нитроэмалью 642 или 1.201. Вводы армируют в помещении при температуре не ниже 10 °С.

Рис. 8. Ремонт ввода трансформатора: а -- сборка; б -- переармировка; I -- колпачок; 2 -- токопроводящий медный стержень; 3 -- фарфоровый изолятор; 4 -- резиновая маслостойкая прокладка; 5 -- фланец; 6, 7 -- гетинаксовая и стальная шайбы; 8 -- гайка; 9, 11 -- нажимная и опорная плиты; 10 -- шпилька

Вводы трансформатора должны быть герметичны, поэтому переармированный ввод испытывают на специальном приспособлении: с помощью ручного гидравлического насоса создают избыточное давление (400кПа) трансформаторного масла, подогретого до 70 °С Продолжительность испытания составляет 30 мин.

В трансформаторах с неисправными обмотками часто повреждается (частично или полностью) бумажно-бакелитовая изоляция отводов (обуглены отдельные места или вся изоляция отводов). Удаление поврежденной изоляции отводов осуществляется в такой последовательности: отсоединяют отвод от переключателя и обмотки; снимают с него поврежденную изоляцию; надевают новую бумажно-бакелитовую изоляционную трубку; соединяют отвод с обмоткой и вводом или контактом переключателя. Эти работы выполняет обычно обмотчик-изолировщик. Однако при тяжелых авариях трансформатора может быть повреждена не только изоляция, но и токопроводящий проводник отвода (оплавляется проводник отвода, нарушается пайка в месте соединения отвода с демпфером). В таких случаях повреждение устраняет электрослесарь, изготавливая новый отвод или восстанавливая соединение отвода с демпфером.

При нарушении соединения отвода с демпфером напильником очищают концы отвода и демпфера от остатков припоя, а затем соединяют пайкой. Соединение демпфера с шиной отвода может быть выполнено и сваркой.

Баки и крышки трансформаторов повреждаются редко. При ремонте трансформаторов проверяют состояние сварных швов бака, протекает ли масло из арматуры, целость резьбы крепежных деталей, наличие и состояние уплотняющих прокладок, крепление фланца предохранительной трубы на крышке, целость мембраны предохранительной трубы. Замеченные неисправности устраняют. Поврежденные участки сварного шва вырубают зубилом и, очистив от грязи и масла, сваривают вновь; протекание масла в местах соединения циркуляционных труб с баком устраняют чеканкой, а из пробкового крана -- притиркой пробки абразивными порошками; крепежные детали (болты, гайки, винты) с сорванной резьбой заменяют новыми; уплотняющие резиновые прокладки заменяют прокладками из маслостойкой резины; поврежденную стеклянную диафрагму, установленную на предохранительной трубке, и прокладку, потерявшую упругость, заменяют новыми. Внутреннюю полость предохранительной трубы очищают от грязи, протирают тряпками и промывают чистым трансформаторным маслом. Поврежденную или потерявшую эластичность резиновую прокладку между фланцем предохранительной трубы и крышкой бака заменяют прокладкой, изготовленной из листа маслостойкой резины толщиной не менее 8 мм.

Расширитель, термосифонный фильтр, воздухоосушитель и маслозапорную арматуру разбирают, очищают от шлама и грязи, промывают в трансформаторном масле, а затем собирают. Покрытые ржавчиной поверхности очищают стальными щетками и окрашивают. В фильтрах и воздухоосушителях заменяют силикагель (свежим или восстановленным). Газовое реле, термометрический сигнализатор, пробивной предохранитель и другие контрольные и защитные приборы ремонтируют в соответствующих лабораториях (электротехнической, контрольно-измерительных приборов и др.).

Отремонтированные и изготовленные сборочные единицы и детали после проверок и испытаний поступают в отделение сборки.

3.1.2 Сборка трансформаторов

Сборку трансформатора начинают со сборки его основной части -- каркаса (остова) магнитопровода. К месту работы доставляют полный комплект изолированных пластин, изоляционных деталей, приспособлений и инструмента и располагают в таком порядке, чтобы при выполнении операций не нужно было делать лишних движений.

Магнит проводы в зависимости от габаритных размеров собирают на металлических столах, приспособлениях или кантователях.

Пластины собранного магнитопровода неплотно прилегают одна к другой, поэтому его сначала прессуют, устанавливая груз или стягивая пластины временными шпильками, а затем проверяют по всему периметру толщину магнитопровода. Надевают на стяжные шпильки бумажно-бакелитовые трубки, электрокартонные и стальные шайбы, навинчивают гайки и слегка стягивают. Затем устраняют неровности и прессуют магнитопровод до требуемого размера (равномерно закручивая гайки на шпильках). После этого к нижним ярмовым балкам крепят опорные планки. Полностью собранный магнитопровод стропят, поднимают, ставят вертикально на шпалы и устанавливают вертикальные прессующие шпильки.

После выполнения всех операций сборки магнитопровод осматривают, окончательно подтягивают шпильки, измеряют мегаомметром сопротивление изоляции ярмовых балок и шпилек по отношению к активной стали.

Полностью собранный магнитопровод доставляют в обмоточное отделение, где сначала расшихтовывают верхнее ярмо, устанавливают ярмовую изоляцию и изоляционные цилиндры, а затем насаживают обмотки на стержни и шихтуют верхнее ярмо.

При ремонте трансформаторов небольшой мощности в электроремонтном цехе магнитопровод собирают полностью (но без шихтовки верхнего ярма). На стержни такого магнитопровода насаживают обмотки НН и ВН. Изолируют их и только затем шихтуют верхнее ярмо и полностью собирают магнитопровод.

Заключительными операциями первого этапа сборки трансформатора являются сборка и соединение схемы обмоток.

Обмотки современных трансформаторов, применяемых в электроустановках промышленных предприятий, как правило, соединены "звездой" (в редких случаях -- "треугольником"). Концы обмоток соединяют пайкой специальными паяльниками. После пайки участки соединений очищают от выступающих частиц припоя, изолируют лакотканью шириной 20 - 25 мм и покрывают лаком ГФ-95.

Для обеспечения высокой электрической прочности изоляции активную часть трансформатора подвергают сушке, в результате которой удаляется влага из его твердой изоляции. Существуют различные способы сушки трансформаторов (например, в специальном шкафу, инфракрасными лучами, методом индукционных потерь, токами короткого замыкания и др.).

После окончания сушки выполняют так называемую "отделку" активной части: подпрессовывают обмотку вертикальными шпильками верхнего и нижнего ярм магнитопровода. Затем проверяют сопротивление изоляции обмоток, стяжных шпилек и ярмовых балок и переходят к операциям второго этапа сборки трансформатора.

При сборке трансформаторов без расширителя, вводы которых расположены на стенках бака, сначала опускают активную часть в бак, устанавливают вводы, присоединяют к ним и переключателю отводы обмоток, а затем размещают крышку на баке.

Крышки трансформаторов мощностью до 560 кВ-А устанавливают на подъемных шпильках магнитопровода и снабжают необходимыми деталями, а более мощных -- комплектуют отдельно и закрепляют на подъемных шпильках выемной части или баке. При этом особое внимание обращают на правильность установки уплотняющих прокладок, прочность затяжки гаек, правильность присоединения отводов к вводам и переключателю, уплотнения, исключающих протекание масла.

Активную часть с закрепленной на ней крышкой стропят за подъемные кольца тросами, поднимают краном и медленно опускают в бак, соблюдая меры предосторожности; монтируют крышку, равномерно затягивая болты по всему периметру; на крышке устанавливают кронштейны, на которых крепят расширитель с масло указателем; располагают предохранительную трубу; устанавливают реле и пробивной предохранитель.

После сборки трансформатора перед заполнением его маслом еще раз проверяют мегаомметром на 1000 В электрическую прочность изоляции обмоток. Затем трансформатор заполняют до требуемого уровня сухим трансформаторным маслом соответствующей электрической прочности, проверяют герметичность арматуры и установленных на крышке деталей, а также отсутствие течи масла из соединений и сварных швов.

Затем трансформатор подвергают электрическим испытаниям, объем и нормы которых установлены ГОСТом.

3.1.3 Очистка и сушка трансформаторного масла

Трансформаторное масло очищают от механических примесей и влаги с помощью специальных аппаратов -- центрифуги и фильтр-пресса. Масло проверяют, периодически отбирая пробы из крана на выходном патрубке фильтр-пресса.

Рис. 9. Устройство цеалитовой установки:

I -- вентиль; 2 -- насос; 3 -- электронагреватель масла; 4 -- манометры; 5 -- фильтры; 6 -- адсорберы; 7 -- верхний коллектор; 8 -- кран для выпуска воздуха, 9 - объемный счетчик; 10 -- кран для отбора проб и слива масла; 11 -- нижний коллектор

Для повышения качества и электрической прочности трансформаторное масло сушат в цеолитовой установке (рис. 9). Сушка осуществляется фильтрованием масла через слой молекулярных сит, находящихся в адсорберах, которые заполнены гранулированным цеолитом. Фильтруемое масло подогревается электронагревателем.

Сушка в цеолитовой установке весьма эффективна, так как только за один цикл фильтрования позволяет увеличить пробивное напряжение масла с 8 - 10 до 50 кВ и выше. Такую установку для сушки трансформаторного масла применяют на больших ремонтных предприятиях в случае необходимости переработки большого количества масла.

3.2 Текущий ремонт силовых трансформаторов

Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов (без подъема магнитопровода) определяется в соответствии с установленными нормами и зависит от их технического состояния.

При текущем ремонте масляного трансформатора его осматривают снаружи и устраняют выявленные дефекты, чистят изоляторы, бак и радиаторы, удаляют грязь из расширителя, доливают масло, проверяют маслоуказатель, спускной кран и уплотнения, надежность контактных соединений, берут пробу масла, проводят испытания и измерения.

В процессе осмотра проверяют герметичность уплотнений. Если она нарушена и имеется течь масла между крышкой и баком или фланцевыми соединениями, то подтягивают гайки. Если же это не помогает, уплотнения заменяют новыми, из маслостойкой резины.

Бак трансформатора и радиаторы очищают от пыли и масла, изоляторы протирают бензином. Удаляют грязь из расширителя и проверяют работу масло указателя. При необходимости доливают масло. Необходимо помнить, что температура доливаемого масла должна отличаться от температуры масла в трансформаторе не более чем на 5°С.

Затем проверяют воздухоосушитель. Если индикаторный силикагель имеет розовый цвет, его заменяют новым (голубым). Силикагель для повторного использования восстанавливают путем сушки: индикаторный -- при 100 - 120 °С в течение 15 - 20 ч (до ярко-голубого цвета), гранулированный -- при 400 - 500 °С в течение 2ч.

Перезарядка термосифонного фильтра выполняется, если кислотное число масла составляет 0,1мг КОН (по результатам испытания пробы масла). Для этого сливают масло из расширителя, снимают крышку фильтра, а затем решетку с силикагелем. Бывший в употреблении силикагель заменяют свежим, сухим. Установив крышку, заливают масло в расширитель, предварительно выпустив воздух из фильтра через пробку на его крышке. Масло доливают до соответствующей отметки на масло указателе расширителя в зависимости от температуры масла, которую контролируют термометром, установленным на крышке бака. В корпус оправы термометра также заливают трансформаторное масло.

При текущем ремонте сухого трансформатора необходимо снять кожух и удостовериться в отсутствии механических повреждений обмоток, изоляторов и других частей трансформатора, проверить надежность контактных соединений и заземлений, продуть трансформатор чистым сухим воздухом и протереть изоляторы.

По окончании ремонта замеряют сопротивление изоляции обмоток трансформатора R60" и определяют коэффициент абсорбции (отношение R60" и R15", где R60" -- сопротивление изоляции через 60 с, R15" -- через 15 с после начала измерения) мегаомметром на 2500 В. Сопротивление изоляции измеряют между каждой обмоткой и корпусом и между обмотками.

3.3 Нормы испытаний трансформаторов

Целью испытаний, проводимых в период ремонта, является проверка состояния трансформатора и качества ремонта. При капитальном ремонте без смены обмоток в объем испытаний входят:

химический анализ масла из бака трансформатора и вводов;

измерение сопротивления обмоток постоянному току при всех положениях переключателя ответвлений. Значение сопротивлений обмоток разных фаз не должны отличаться друг от друга более чем на 2 %;

измерение коэффициента трансформации на всех ответвлениях. Для трансформаторов с РПН разница коэффициентов трансформации не должна превышать значения ступени регулирования;

измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, ярмовых балок и прессующих колец. Измерение выполняется мегаомметром. Значение сопротивления изоляции не нормируется, рекомендуемое значение не менее ЮМОм.

измерение характеристик изоляции.

Характеристики изоляции при капитальном ремонте измеряются дважды: до начала ремонта, как было сказано в § 8.3, и после окончания всех ремонтных работ. После капитального ремонта, проводимого без смены обмоток и изоляции, измеряется сопротивление изоляции обмоток трансформатора и определяется отношение Reo" /Ris" . Измерение выполняется мегаомметром на 2500 В. Показания мегаомметра отсчитывают через 15 и 60 с от начала вращения его рукоятки. Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции R&)" для масляных трансформаторов до НО кВ при температуре 20 °С должно быть не менее 600 МОм, а отношение Rqo"IRi5" --не менее 1,3. Для трансформаторов на большее номинальное напряжение сопротивление не нормируется, но учитывается при комплексном рассмотрении результатов измерений.

Измеряется емкость обмоток при частоте 2 и 50 гЦ и определяется отношение С2/С50, а также отношение АС/С Для измерения указанных отношений применяются приборы ПКВ-7, ПК.В-8. Для трансформаторов с номинальным напряжением ПО--150 кВ при температуре 20 °С значение отношения С2/С5о должно быть менее 1,2 %, отношения А С/С-- менее 12%, а приращение отношений АС/С, измеренных в конце и начале ремонта и приведенных к одной температуре, -- менее 4 %

При помощи моста переменного тока измеряется tg б обмоток трансформатора. Для трансформаторов с номинальным напряжением 110--150 кВ при температуре 20 °С значение tg б должно быть менее 2,5 %.

Характеристики изоляции за время капитального ремонта трансформатора могут изменяться по сравнению с характеристиками, измеренными до ремонта. трансформатор масло обмотка силовой

По результатам измерений делают заключение о состоянии и необходимости сушки изоляции. Считается возможным включение трансформаторов в работу без контрольной подсушки и сушки, если измерения по окончании ремонта покажут, что сопротивление изоляции Rw понизилось, но не более чем на 30 %, отношение С2/С50 возросло не более чем на 20 %, tg б возрос не более чем на 30 %, а отношение АС/С не более допустимых значений. Во всех остальных случаях изоляция подвергается сушке.

При капитальных ремонтах трансформаторов испыты-ваются и их вводы: измеряется tg б вводов; сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок вводов с бумажно-масляной изоляцией относительно соединительной втулки; проводится анализ масла, залитого в маслонапол-ненные вводы; проверяется качество их уплотнений путем создания избыточного давления масла.

3.4 Фазировка трансформатора

Фазировка трансформаторов производится перед их включением в зксплуатацию после монтажа или капитального ремонта со сменой обмоток. Перед тем как включить трансформатор после капитального или текущего ремонта, проверяют результаты предписанных испытаний и измерений. Релейную защиту трансформатора устанавливают на отключение. После этого тщательно осматривают трансформаторную установку. При осмотре установки обращают внимание на состояние системы управления и сигнализаций, а так же на положение коммутационной аппаратуры. Опробуют действия привода выключателя путем однократного включения и отключения, без чего приступать к оперированию разъединителями не разрешается. Пробное включение трансформатора в сеть производят толчком на полное напряжение. Такое включение опасности для трансформатора не представляет, так как при наличий в нем повреждений он под действием защиты своевременно отключатся от сети.

Включение трансформатора на параллельную работу после его монтажа, а также после работ, связанных с возможностью нарушения фазировки (капитальный ремонт со сменой обмоток) отсоединение кабелей, прокладка нового кабеля и пр. Допустимо только после предварительной фазировке, т.е. после того, как будет проверено совладение по фазе вторичных напряжений у двух трансформаторов, присоединенных со стороны высшего напряжения к одной и той же сети.

4. Конструкторская часть

4.1 Описание устройства трансформатора, конструкции приспособления

Основными деталями трансформатора являются:

а) магнитная систем; магнитопровод, состоящий из стержней, верхнего и нижнего ярма. Различают плоские и пространственные магнит проводы, последние имеют ряд преимуществ перед обычными плоскими, а именно: уменьшаются трудозатраты па изготовление и сборку; повышается надежность стержня, так как прессующие шпильки отсутствуют; уменьшаются потери холостого хода, так как сечение стержня увеличивается за счет отсутствия отверстий под шпильки, а в результате при равных мощностях трансформаторов для пространственных магнит проводов требуется меньше стали;

б) обмотки ВН и НН, выполненные из круглых или прямоугольного сечения проводов, одна из которых называется первичной, а вторая вторичной. Магнитопровод с обмотками называется активной частью трансформатора;

в) бак и расширитель (только у масляных трансформаторов;

г) вводы, предназначенные для присоединения концов обмотки трансформатора к внешней электрической сети;

д) переключатель для переключения числа витков обмотки ВН;

е) контрольно-защитные устройства, приборы и арматура.

Различают трансформаторы маслонаполненные (масляные) и сухие, однофазные и трехфазные. На рис.1 показаны маслонаполненные трансформаторы с плоской (а) и пространственной (б) магнитными системами



Рис.10. Трансформаторы мощностью 400 кВ·А с плоским (а) и пространственным (б) магнит проводами:

1 - транспортный ролик,

2 - болт заземления,

3 - радиатор,

4 - бак,

5 -щиток,

6 - крюк для подъёма,

7 - воздухоосушитель.,

8 - маслоуказатель,

9 - расширитель

10-ввод ВН.

11 - ввод НН.

12 термометр.

13 - термосифонный фильтр,

14 - пробке для отбора пробы масла,

17- переключатель,

18 - пробивной предохранитель

Станция испытательная силовых трансформаторов 1-2ых габаритов

Используется для испытания силовых трансформаторов габаритов 1-2ых габаритов напряжением до 10кВ согласно требованиям ГОСТ 3484.1, ГОСТ 22756, ГОСТ 21023-, ГОСТ 3484.3.

Станок для вырезки сегментов из электрокартона

Предназначен для вырезки сегментов и полос из электрокартона при изготовлении деталей изоляции силовых трансформаторов.

Станок для вырезки колец из электрокартона

Предназначен для вырезки колец из электрокартона при изготовлении деталей изоляции силовых трансформаторов

Станок для гофрирование электрокартона

Предназначен для гофрирования электрокартона, используемого в процессе намотки трансформаторных катушек (гофры формируют каналы циркуляции трансформаторного масла).

Шаблон намоточный раздвижной

Предназначен для намотки обмоток трансформаторов на изоляционных цилиндрах.

Станок намоточный

Предназначен для намотки катушек трансформаторов из проводников круглого и прямоугольного сечения на картонные цилиндры. Станок укомплектован задней бабкой.

Установка маслоочистительная

Предназначена для адсорбционной осушки и очистки от механических примесей трансформаторного масла, заливаемого в маслонаполненные электрические аппараты. Установка может использоваться для регенерации трансформаторного масла при условии замены синтетического цеолита на силикагель, либо другой, предназначенный для этой цели сорбент.

Комплекс для измерения активного сопротивления обмоток электрических машин

Комплекс для измерения активного сопротивления обмоток электрических машин» (КИСО) предназначен для измерения активного сопротивления обмоток и выявления неисправностей трёхфазных трансформаторов. Изготавливается в двух вариантах: в корпусе ПК либо в корпусе под 19'' стойку.

Станок для нанесения лака на электрокартон

Предназначен для нанесения лака на детали из электрокартона при изготовлении изоляции трансформаторов.

5. Инструкция по охране труда для электроcлесаря по ремонту силовых трансформаторов

Общие положения

1. Настоящая инструкция содержит основные требования для электрослесаря по ремонту силовых трансформаторов. Каждый электрослесарь должен хорошо знать и выполнять все требования, изложенные в данной инструкции, а руководство цеха обязано создать нормальные условия для работы и обеспечить электрослесаря всем необходимым для безопасного выполнения порученной работы. Лица, нарушившие данную инструкцию привлекаются к ответственности согласно правилам внутреннего трудового распорядка предприятия.

2. Для выполнения обязанностей электрослесаря по ремонту трансформаторов допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, прошедшие обучение по соответствующей программе и проверку знаний в квалификационной комиссии.

3. К работе с грузоподъемными механизмами могут быть допущены лица не моложе 18 лет, специально обученные, сдавшие экзамены в квалификационной комиссии и имеющие на руках удостоверение.

4. Не курить в цехе по ремонту трансформаторов и в местах слива и наполнения масляных аппаратов, вблизи газовых баллонов, ацетиленового /газосварочного/ аппарата, это может привести к взрыву или пожару.

5. Проверка знаний электрослесаря производится комиссией цеха:

- по охране труда и ППБ 1 раз в год, по технологии работ и производственным инструкциям не реже 1 раза в два года.

6. Электрослесарь по ремонту трансформаторов работает по нормированному учету рабочего времени. По распоряжению начальника службы PC, начальника цеха /ст.мастера/ электрослесарь может быть направлен для выполнения работ на любой объект службы PC.

7. Электрослесарь по ремонту силовых трансформаторов обеспечивается спецодеждой, спецобувью и средствами защиты в соответствии с действующими нормами.

Электрослесарь по ремонту трансформаторов должен знать:

общие понятия из электротехники;

общие понятия об электрических и электроизоляционных материалах;

методы ремонта силовых масляных трансформаторов с разборкой выемной части и сменой обмоток;

монтаж схем отводов с подключением к вводам и пepeключaтeлям;

методы ремонта и замены поврежденных обмоток, сушки керна трансформаторов индуктивным способом;

наладку вспомогательных механизмов /насосы, вентиляторы и т.п./, а также применять соответствующий инструмент, приспособления, такелаж и грузоподъемные механизмы;

схемы и группы соединения обмоток;

способы сушки и регенерации трансформаторного масла и нормы качества масла;

действующие Правила безопасной эксплуатации электроустановок в объеме согласно приложения № 1;

действующие Правила технической эксплуатации эл.станций и эл.сетей в объеме приложения № 1;

действующие Правила эксплуатации электрозащитных средств используемых при выполнении работ в электроустановках в объеме приложения № 1;

действующие Правила безопасной работы с инструментом и приспособлениями применяемые при монтаже и ремонте энергетического оборудования в объеме приложения № 1;

действующие Правила пожарной безопасности в компаниях, на предприятиях и в организациях энергетической отрасли Украины в полном объеме;

действующие производственные инструкции по ремонту трансформаторов и оборудования, относящиеся к производственной деятельности;

Правила внутреннего трудового распорядка предприятия и действующее трудовое законодательство.

Требования безопасности перед началом работ.

Привести в порядок рабочую одежду: застегнуть обшлага рукавов, подобрать волосы под платок, облегающий головной убор. Запрещается работать без спецодежды.

Получить задание на выполнение работ и соответственно инструктаж по безопасному выполнению работ.

Подготовить необходимый инструмент, приспособления, предварительно проверить их исправность, материалы расположить в удобном и безопасном для пользования месте.

Организовать свое рабочее место так, чтобы все необходимое было под руками. Осмотреть рабочее место, убрать все лишнее из-под ног, верстака и проходов, положить под ноги деревянную решетку, если пол мокрый или скользкий.

Убедиться, что крышка бака слива масла закрыта и исправна.

Во время сушки керна следить, чтобы камера была плотно закрытой и исключить попадание вредных газов в помещение цеха ремонта трансформаторов, проверить работу вентиляции.

электрослесарь по ремонту силовых трансформаторов несет ответственность за:

- каждую аварию и отказ в работе, происшедшего из-за некачественного ремонта силовых трансформаторов и несчастных случаев происшедших по его вине;

нарушение ПБЭЭ, ПУЭ, ППБ и производственных инструкций;

поломку оборудования, инструмента и др., неэкономное расходование материалов;

невыполнение дневного задания, нарушение трудовой и производственной дисциплины, хищение имущества предприятия, а также за невыполнение распоряжений руководства цеха, предприятия.

При использовании переносной электрической лампы проверить наличие защитной сетки, исправность шнура, напряжение переносной лампы допускается не выше 12В.

Требования безопасности во время работы.

1. Приступать к выполнению производственного задания, если известны безопасные способы его выполнения. В сомнительных случаях обращаться за разъяснениями к руководству цеха.

2. Выполняя работу, надо быть внимательным, не отвлекаться на посторонние дела и разговоры и не отвлекать других.

3. При получении новой /неизвестной/ работы получить от мастера дополнительный инструктаж по ТБ, ТР.

4. Во время работы по разработке и сборке трансформаторов пользоваться только исправным инструментом.

5. Собираемые активные части или другие узлы трансформатора должны быть расставлены так, чтобы имелся свободный подход к ним. Не разрешается работать или находиться под поднятым трансформатором.

6. Все работы с грузоподъемными механизмами проводить внимательно, проверять качество стропов и соответствие их грузоподъемности поднимаемому грузу.

7. Трансформаторы и их активные части поднимать только за специально предназначенные для этой цели детали /крюки, подъемные скобы, кольца/.

8. При сварке и пайке отводов электросварочные и паечные электроинструменты должны быть надежно заземлены, а для защиты глаз от вредного действия дуги во время сварки пользоваться защитными очками. При пайке, сварке выделяются дым и газ, для их удаления с рабочих мест, должна работать постоянно вытяжная вентиляция.

9. Не останавливать вращающийся инструмент руками или каким-либо инструментом. При работе на сверлильном станке выполнять требования "Инструкции по охране труда при работе на сверлильном станке".

10. Промывать активные части, баки и другие узлы трансформаторов только в специальной для этого ванне, соблюдать при этом противопожарную безопасность.

11. При работе с переносных лестниц устанавливать их под углом 75°, подниматься на высоту не доходя 1м от верхней ступени, с обязательной страховой устойчивости лестницы вторым человеком внизу.

12. При работах в электроустановках необходимо соблюдать нормы приближения к токоведущим частям, находящимся под напряжением.

Требования безопасности после окончания работ.

Убрать детали и привести в порядок инструмент, приспособления, материалы.

Привести в порядок рабочее место (собрать с рабочего места мусор и остатки материалов).

Доложить начальнику цеха или мастеру об окончании работ.

Доложить руководству цеха (мастеру) о всех замеченных неполадках в отношении безопасности работы.

Снять спецодежду, убрать ее в специальное место, вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ.

Требования безопасности в аварийных ситуациях.

В случае получения травмы или недомогания, прекратить работу, известив об этом мастера, обратиться в медпункт или вызвать скорую помощь.

При поражении электрическим током необходимо немедленно освободить пострадавшего от действия тока, соблюдая требования электробезопасности, оказать доврачебную помощь и вызвать работника медицинской службы, поставить в известность руководство.

При возникновении пожара сообщить в пожарную охрану по телефону 01, руководству цеха и приступить к тушению.

В случае загорания масла в ёмкости, она должна быть немедленно плотно закрыта крышкой. Разрешается загоревшееся масло гасить сухим песком (землёй) или при помощи пенного огнетушителя.

6. Экономическая часть

6.1 Технико - экономическая оценка технологического процесса капитального ремонта силового трансформатора

Для технико-экономической оценки технологического процесса капитального ремонта силового трансформатора рассчитываем полную себестоимость капитального ремонта силового трансформатора.

Полную себестоимость (Сп) капитального ремонта силового трансформатора рассчитываем по формуле:

Сп = Спр.н + Ср.м + Соп + Сох,

где Спр.н - заработная плата производственных рабочих с начислениями, руб.;

Ср.м - стоимость ремонтных материалов с наценкой, руб.;

Соп и Сох - соответственно стоимость общепроизводственных и общехозяйственных накладных расходов, руб.

Спр.н = Спр + Ссоц + Сдоп.

где Спр - основная заработанная плата;

Ссоц - начисления по социальному страхованию;

Сдоп - дополнительная заработанная плата производственных рабочих

Спр = Сч · Т1рем. = 200руб · 669чел=133800руб.

где Сч - часовая ставка рабочих исчисляемая по среднему разряду, руб.

Т1 - Трудоемкость одного К. Р. чел/ч.

К - коэффициент, учитывающий доплаты к основной заработанной плате, (К = 1,025 … 1,030);

Спр.ч. 0,01 · 46,9ч · 156,7руб · 1,030 =75,7руб · ч

Спр.кр. = 669чел/ч · 75,7руб/ч = 50643руб.

Сдоп = ( 5 … 12 ) · Спр/ 100 = 12 · 50643 / 100 = 6077руб.

Ссоц = 4,4 · ( Спр + Сдоп ) / 100 = 4,4 · (50643 + 6077 ) / 100 = 2495руб.

Спр.н = 50643 + 6077 + 2495 = 59215руб.

Себестоимость (ремонтных) материалов укрупнено можно определить, исходя из доли заработной платы (Кс.пр.н) и стоимость материалов (Км ):

Ср.м. = Км · Спр.н. / Кс.пр.н, где Км = 0,25 … 0,35;

Кс.пр.н = 0,65 … 0,75.

Ср.м. =0,35 · 59215 / 0,75 = 27634 руб.

Зная размер общепроизводственных (Roп) и общехозяйственных (Rох) накладных расходов, устанавливают их стоимость:

Соп = Спр · Rоп/100;

Сох = Спр · Rох/100,

где Rоп - 67-70 % общепроизводственные накладные расходы;

Rох - 12,5-13,8 % общехозяйственные накладные расходы.

Соп = 50643 · 70 / 100 = 35450руб.

Сох =50643 · 13,8 / 100 = 6988руб.

Вычислив все составляющие полной себестоимости капитального ремонта силового трансформатора Сп подведем итог:

Сп =59215 + 27634 + 35450 + 6988= 129287руб.

Стоимость одного капитального ремонта силового трансформатора составляет 129287руб.

Заключение

В результате проделанной мною работы я пришел к заключениям:

1. Предприятие «Тольятти Трансформатор» ведущее в России по производству, обслуживанию и выпуску комплектующих частей трансформаторов.

3. Трансформаторы это электромагнитное устройство, служащее для преобразования электрической энергии.

4. Основные части трансформатора - это магнитопровод и обмотки, которые составляют активную часть трансформатора.

6. При осмотре силовых трансформаторов проверяют показания термометров и мановакууметров; состояние кожухов трансформаторов; отсутствие течи масла; наличие масла в маслонаполненных вводах; соответствие уровня масла в расширителе температурной отметке; состояние изоляторов, маслоохлаждающих и маслосборных устройств.

Трансформаторы нуждаются в диагностике. Проводится капитальный и текущий ремонт.

На ремонт уходят большие затраты средств и труда.

7. При обслуживании трансформаторов должны быть обеспечены безопасные условия труда при любых видах работ.

Согласно выше приведенным заключениям, считаю, что поставленные цели достигнуты, задачи решены.

Список литературы

1. Воробьев В.А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования и средств автоматизации. Москва «Колосс» 2009.

2. В. Б. Атабеков. Ремонт электрооборудования промышленных предприятий - Москва: Высшая школа, 2008

3. А. А. Пястолов, А. А. Мешков, А.А. Вахрамеев. Монтаж, эксплуатация и ремонт электрооборудования. Москва: Колос, 2010

4. ПУЭ. Издание третье дополненное и переработанное. Москва: Энергия, 1964.

5. Т. Б. Лещинская, И. В. Наумов. Электроснабжение сельского хозяйства. Колосс. 2008

6. Б. А. Алексеев. Контроль состояния (диагностика) крупных силовых трансформаторов. НЦ ЭНАС;2008

7. Г. А. Дегтярь. Трансформаторы в цепях согласования и сложение мощностей радиочастотных генераторов. Новосибирский государственный технический университет (НГТУ);2009

8. Л. Линдорф. Международный электротехнический словарь. Машины и трансформаторы. Государственное издательство физико-математической литературы;1958

9. Технологические карты на работу по текущему демону оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог. Москва, 2009.

10. А. И. Вольдек, В. В. Попов. Электрические машины. Введение в электромеханику. Машины постоянного тока и трансформаторы. Питер; 2008

11. Электротехнический справочник: Учебное пособие для энергетических и электротехнических институтов и факультетов. - М.: Госэнергоиздат, 2011.

12. А. В. Хныков. Теория и расчет трансформаторов источников вторичного электропитания. Солон-Пресс; 2008

13. Интернет

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Таблица 2

Основные физико-химические свойства трансформаторного масла

Показатели качества масла	Норма
Содержание механических примесей	Отсутствуют
Кислотное число, мг КОН из 1 кг масла, не более	0,05
Содержание водорастворимых кислот и щелочей	Отсутствуют
Температура вспышки, °С, не ниже	135
Кинематическая вязкость, сСт, не более:
при 20 °С	30
при 50 °С	9,6
Зольность, %, не более	0,005
Температура застывания, °С, не выше	-45

Кислотное число определяется количеством миллиграммов едкого кали, которое необходимо для нейтрализации всех свободных кислых соединений, входящих в состав 1 г масла.

Приложение 6

Поставки для РАО ЕЭС и крупных народно-хозяйственных объектов 1999-2004гг.
№ п/п	Тип трансформатора	Кол.	Объект поставки
	1999г.
1	ТДТ-63000/220	1	Алексинская ТЭЦ
2	ТДТНЖ-40000/220	1	Дальневосточная ж.д.
3	ТДЦ-80000/110	1	Новолипецкий меткомбинат
4	ТД-40000/110	1	Новомосковская ГРЭС
5	ТДНС-16000/20	2	Норильский комбинат
6	ТДТН-25000/110	2	Оренбургэнерго
7	ТДТН-40000/110	1	Оренбургэнерго
8	ТМН-2500/110	1	Оренбургэнерго
9	ТРДН-40000/110	1	Ростовэнерго
10	ТДНС-16000/35	1	Самараэнерго
11	ТРДН-40000/110	1	Самараэнерго
12	ТРДН-63000/110	2	Соликамскбумпром
13	ТРДН-25000/110	1	Тюменьэнерго
14	ТРДНС-32000/35	1	Харанорская ГРЭС
15	ТДНС-16000/35	1	Челябэнерго
16	ТМН-2500/110	2	Челябэнерго
	2000г.
17	ТРДЦНКМ-63000/100000/110	2	АвтоВАЗ
18	ТДН-16000/110	2	АЛРОСА
19	ТДТНЖ-40000/220	5	Дальневосточная ж.д.
20	ТДТН-16000/110	2	Ингушэнерго
21	ТРНДЦН-40000/25000/110	2	Красноярский з-д цветных металлов
22	ТДН-10000/110	2	Красноярскэнерго
23	ТРДН-40000/110	1	Красноярскэнерго
24	ТДНС-16000/35	1	Кузбассэнерго
25	ТРДН-25000/110	2	Куйбышевский НПЗ
26	ТДТН-25000/110	1	Магаданэнерго
27	ТМН-6300/110	2	Магнитогорские эл. Сети
28	ТДНМ-63000/100000/110	1	Мотовилихинские заводы
29	ТДЦ-80000/110	1	Новолипецкий меткомбинат
30	ТД-40000/110	1	Новомосковская ГРЭС
31	ТДНС-16000/20	1	Новочебоксарская ТЭЦ-3
32	ТДТН-40000/110	1	Оренбургэнерго
33	ТМН-6300/110	1	Оренбургэнерго
34	ТДЦ-125000/110	1	Пензенская ТЭЦ-1
35	ТДТН-25000/110	1	Самараэнерго
36	ТДТН-25000/110	1	Соликамская ТЭЦ
37	ТДТН-16000/110	2	Татэнерго
38	ТДТН-25000/110	2	Татэнерго
39	ТРНДЦН-40000/25000/110	1	Татэнерго
40	ТРДН-25000/110	1	Тюменьэнерго
41	ТДТН-10000/110	1	Удмуртэнерго
42	ТРДН-40000/110	1	Челябэнерго
43	АТДЦТН-125000/220	1	Читаэнерго
44	ТДЦ-80000/110	1	Якутскэнерго
	2001г.
45	ТДН-16000/110	1	АвтоВАЗ
46	ТРДЦНКМ-63000/100000/110	1	АвтоВАЗ
47	ТМН-6300/110	2	АЛРОСА
48	ТДТН-10000/110	2	Бурятзолото
49	АОРЦТ-135000/500	1	ВоГЭС
50	ТДЦ-125000/110	1	Волгодонская ТЭЦ-2
51	ТДТНЖ-40000/220	1	Восточно-Сибирская ж.д.
52	ТДН-16000/110	1	Западно-Сибирский меткомбинат
53	ТДТН-16000/110	1	Ингушэнерго
54	ТРДН-63000/110	2	Ленэнерго
55	ТДТН-25000/110	1	Магаданэнерго
56	ТДЦ-125000/110	1	Нижегородская ГЭС
57	ТРДН-25000/110	2	Норильский никель
58	ТД-10000/35	1	Самараэнерго
59	ТДНС-16000/35	1	Самараэнерго
60	ТДТН-25000/110	1	Самараэнерго
61	ТРДН-25000/110	1	Самараэнерго
62	ТРДН-63000/110	1	СУАЛ
63	ТДТН-25000/110	1	Татэнерго
64	ТРДН-25000/110	1	Удмуртэнерго
65	АТДЦТН-125000/220	1	Череповецкая ГРЭС
66	ТДН-16000/110	1	Якутскэнерго
67	ТДЦ-80000/110	1	Якутскэнерго
	2002г.
68	ТРДЦНМ-63000/100000/110	1	АвтоВАЗ
69	ТДН-16000/110	2	АЛРОСА
70	ТРДНС-25000/15	1	Благовещенская ТЭЦ
71	АТДЦТН-63000/220	2	Вилюйская ГЭС-3
72	ТМН-6300/110	1	Владимирэнерго
73	ТДЦ-125000/110	1	Зеленчукская ГЭС, блок №2
74	ТРДН-25000/110	3	Каббалкэнерго
75	ТДТН-63000/110	1	Кировэнерго
76	ТДТН-25000/110	1	Красноярскэнерго
77	ТДТН-25000/110	1	Кубаньэнерго
78	ТРДЦН-80000/110	1	Кузбассэнерго
79	ТДН-16000/110	2	Курскэнерго
80	ТДНС-16000/35	1	Ленэнерго
81	ТДТН-25000/220	1	Ленэнерго
82	ТРДН-63000/110	1	Ленэнерго
83	ТМН-2500/110	1	Нурэнерго
84	ТМН-6300/110	1	Пермэнерго
85	ТДТНЖ-40000/220	2	Приволжская ж.д.
86	ТДТН-16000/110	1	Ростовэнерго
87	ТД-10000/35	1	Самараэнерго
88	ТДНС-16000/35	1	Саратовэнерго
89	ТРДН-63000/110	1	Соликамскбумпром
90	ТМН-2500/110	1	Татэнерго
91	ТДНС-10000/35	1	Хабаровскэнерго
92	ТРДН-25000/110	1	Якутскэнерго
93	ТДТН-25000/110	1	Ярэнерго
	2003г.
94	ТДН-16000/110	1	АвтоВАЗ
95	ТРДЦНКМ-63000/100000/110	1	АвтоВАЗ
96	ТРДН-25000/110	1	Балтнефтепровод
97	ТРДН-25000/110	2	Башкирэнерго
98	ТДНС-10000/35	2	Бурейская ГЭС
99	ТМН-4000/35	2	Бурейская ГЭС
100	ТРНДЦН-40000/25000/110	1	Владимирэнерго
101	ТРДН-25000/110	2	Воронежэнерго
102	ТДТН-16000/110	1	Дагэнерго
103	АТДЦТН-125000/220	1	Дашогуз-энерго (Туркмения)
104	ТДН-16000/110	1	Колэнерго
105	ТРДН-40000/110	1	Краснодарэнерго
106	ТДТНЖ-40000/220	1	Красноярская ж.д.
107	ТДТН-25000/110	1	Красноярскэнерго
108	ТМН-6300/110	1	Красноярскэнерго
109	ТДТН-25000/110	1	Кузбассэнерго
110	ТДЦ-125000/110	1	Нижегородская ГЭС
111	ТДНМ-63000/100000/110	1	Нижнетагильский металлургический комбинат
112	ТДТН-63000/110	1	Новолипецкий меткомбинат
113	ТДТН-16000/110	1	Оренбургэнерго
114	ТДНС-10000/35	1	Пермэнерго
115	ТДНС-16000/35	1	Пермэнерго
116	ТДТН-10000/110	1	Пермэнерго
117	ТДТН-40000/110	2	Пермэнерго
118	ТМТН-6300/110	1	Пермэнерго
119	ТДНС-16000/35	2	Рязанская НПК
120	ТРДН-63000/110	1	Рязанская НПК
121	ТДТН-16000/110	2	Самараэнерго
122	ТДТН-40000/110	1	Самараэнерго
123	ТДТН-63000/110	1	Самараэнерго
124	ТДЦ-125000/110	1	Сейдинская ТЭЦ (Туркмения)
125	ТМН-2500/110	1	Тобольские эл. Сети
126	ТДН--10000/110	2	Туркменэнергокомплект (Туркмения)
127	ТРДНС-25000/15	1	Туркменэнергокомплект (Туркмения)
128	ТДЦ-250000/220	1	Тюменьэнерго
129	ТДЦ-200000/110	1	Тюменьэнерго
130	ТДТН-25000/110	1	Удмуртэнерго
131	ТДТН-25000/110	1	Уралэнерго
132	ТРДН-25000/110	1	Якутскэнерго
133	ТДТН-25000/110	1	Янтарьэнерго
134	ТДН-16000/110	1	Ярэнерго
	2004г.
135	ТРДН-25000/110	3	Балтнефтепровод
136	ТДН-10000/110	1	Башкирэнерго
137	ТДН-16000/110	1	Волго-Донской канал
138	ТДЦ-125000/110	1	Дальэнерго
139	ТДТНЖ-40000/110	1	Казахстан
140	АТДЦТН-125000/330	2	Каоининская АЭС
141	ТДТН-25000/110	1	Ленэнерго
142	ТДТН-40000/110	1	Липецкэнерго
143	ТДТН-63000/110	1	Невинномысская ГРЭС
144	ТДН-16000/110	2
Пермский завод им. Кирова
145	ТДТН-40000/110	1	Пермэнерго
146	ТРДН-63000/110	1	Рязанская НПК
147	ТДТН-25000/110	2	Туркменэнергокомплект (Туркмения)
148	АОДЦТН-167000/500	7	Узбекистан
149	ТДТН-10000/110	1	Черномортранснефть
150	ТДТН-16000/110	1	Чувашэнерго

Размещено на Allbest.ru