Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт силового трансформатора

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    2,41 Мб
  • Опубликовано:
    2012-04-09
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт силового трансформатора

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ЮЖНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ЮЖНОГО ФЕДЕРАЛЬНОГО УНИВЕРСИТЕТА В г. ТАГАНРОГЕ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРОТЕХНИКИ И МЕХАТРОНИКИ





Курсовая работа

на тему:

«Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт силового трансформатора»


Евтеев А.В.







Геленджик 2011 г

Содержание

Введение

. Монтаж силового трансформатора

.1 Строительно-монтажные работы

.1.1 Общая часть

Документация строительных работ

.2 Электромонтажные работы

.2.1 Общая часть

.2.2 Документация электромонтажных работ

.3 Расчёт и построение кривой жизни электрооборудования

. Пуско-наладочные работы

.1 Наладка и испытания

.2 Объем приемо-сдаточных испытаний

.3 Определение условий включения трансформаторов

.4 Измерение характеристик изоляции трансформаторов

.5 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

.6 Проверка коэффициента трансформации

.7 Проверка группы соединений трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов

.8 Измерение тока и потерь холостого хода

.9 Приёмо-сдаточная документация

. Эксплуатация электрооборудования

.1 Обслуживание электрооборудования

.2 Персонал. Его обязанности

. Ремонт

.1 Общая часть

.2 Документация, необходимая при подготовке и осуществлении ремонтов

. Расчёт заземляющего устройства

. Утилизация электрооборудования

Заключение

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Приложение 6

Приложение 7

Приложение 8

Приложение 9

Приложение 10

Список литературы

Введение

На сегодняшний день реконструкция силовых подстанций 110 кВ является весьма актуальной.

К 2008-2009 гг. в России был достигнут доперестроечный уровень потребления электроэнергии, в то время как основных фонды энергетики характеризуются значительным уровнем износа.

В работе находятся целевые программы по обеспечению электроснабжения Олимпийских объектов в ОЭС Юга и Саммита АТР в ОЭС Востока.

Долгосрочная программа развития электроэнергетики в России в связи с ростом электропотребления предполагает вложение более 1.8 трлн руб. в дальнейшую модернизацию электросетевых объектов.

Энергоэффективность стоит на первом месте в ряду пяти приоритетных направлений работы созданной в 2009 году Комиссии по модернизации и технологическому развитию экономики при Президенте РФ.

В связи с этим ежегодные суммарные объемы инвестиций в строительство и реконструкцию электросетевых объектов ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "Холдинг МРСК" в период 2010-2012 гг. составят более 300 млрд. Часть этих средств уже реализована при реконструкции подстанций Тонкий Мыс, Геленджик.

.       
Монтаж силового трансформатора

.1      Строительно-монтажные работы

.1.1 Общая часть

Строительно-монтажные работы включают в себя множество строительных функций: общестроительных, специализированных, погрузочных, разгрузочных, транспортных и прочих.

Организация строительного производства должна обеспечивать целенаправленность всех организационных, технических и технологических решений на достижение конечного результата - ввода в действие объекта с необходимым качеством и в установленные сроки.

Строительство каждого объекта допускается осуществлять только на основе предварительно разработанных решений по организации строительства и технологии производства работ, которые должны быть приняты в проекте организации строительства и проектах производства работ. Состав и содержание проектных решений и документации в проекте организации строительства и проектах производства работ определяются в зависимости от вида строительства и сложности объекта строительства.

Строительство объекта следует организовывать с учетом целесообразного расширения технологической специализации в выполнении строительно-монтажных работ, применения в строительстве комбинированных организационных форм управления, основанных на рациональном сочетании промышленного и строительного производства.

При организации строительного производства должны обеспечиваться:

согласованная работа всех участников строительства объекта с координацией их деятельности генеральным подрядчиком, решения которого по вопросам, связанным с выполнением утвержденных планов и графиков работ, являются обязательными для всех участников независимо от ведомственной подчиненности;

комплектная поставка материальных ресурсов из расчета на здание, сооружение, узел, участок, секцию, этаж, ярус, помещение в сроки, предусмотренные календарными планами и графиками работ;

выполнение строительных, монтажных и специальных строительных работ с соблюдением технологической последовательности технически обоснованного совмещения;

соблюдение правил техники безопасности;

соблюдение требований по охране окружающей природной среды.

До начала выполнения строительно-монтажных, в том числе подготовительных, работ на объекте заказчик обязан получить в установленном порядке разрешение на выполнение строительно-монтажных работ. Выполнение работ без указанного разрешения запрещается.

Строительство должно вестись в технологической последовательности в соответствии с календарным планом (графиком) с учетом обоснованного совмещения отдельных видов работ. Выполнение работ сезонного характера (включая отдельные виды подготовительных работ) необходимо предусматривать в наиболее благоприятное время года в соответствии с решениями, принятыми в проекте организации строительства.

К основным работам по строительству объекта или его части разрешается приступать только после отвода в натуре площадки (трассы) для его строительства, устройства необходимых ограждений строительной площадки (охранных, защитных или сигнальных) и создания разбивочной геодезической основы. До начала возведения зданий и сооружений необходимо произвести срезку и складирование используемого для рекультивации земель растительного слоя грунта в специально отведенных местах, вертикальную планировку строительной площадки, работу по водоотводу, устройству постоянных и временных внутриплощадочных дорог и инженерных сетей (канализации, водо-, тепло-, энергоснабжения и др.), необходимых на время строительства и предусмотренных проектами организации строительства и проектами производства работ.

Запрещается начинать работы по возведению надземных конструкций здания (сооружения) или его части (секции, пролета, яруса, участка, захватки и т.д.) до полного окончания устройства подземных конструкций и обратной засыпки котлованов, траншей и пазух с уплотнением грунта до плотности его в естественном состоянии или заданной проектом (за исключением подземных конструкций, возведение которых проектами производства работ предусмотрено в другие сроки).

В тех случаях, когда строительная площадка расположена на территории, подверженной воздействию неблагоприятных природных явлений и геологических процессов (сели, лавины, оползни, обвалы, заболоченность, подтопление и др.) после создания геодезической разбивочной основы до начала выполнения внутриплощадочных подготовительных работ должны быть выполнены по специальным проектам первоочередные мероприятия и работы по защите территории от указанных процессов.

При строительстве объектов в необжитых районах, а также линейных объектов большой протяженности допускается применять вахтовый метод организации строительства, предусматривающий выполнение работ силами регулярно сменяемых подразделений из состава строительных организаций, дислоцированных в обжитых районах.

Выполнение работ, требующих наличия специализированного оборудования и соответственно подготовленных кадров (искусственное химическое, криогенное и термическое закрепление слабых грунтов, бестраншейная прокладка подземных коммуникаций, монтаж высотных сооружений башенного типа, устройство химических и жаростойких покрытий и т.п.), надлежит осуществлять преимущественно специализированными строительными организациями.

При организации строительного производства должны предусматриваться своевременное строительство подъездных путей и причалов, создание складского хозяйства, развитие производственной базы строительных организаций и подготовка помещений жилищного и социально-бытового назначения и коммунального хозяйства в объеме, необходимом для нужд строительства с учетом возможностей временного использования запроектированных постоянных зданий и сооружений.

При осуществлении строительства объектов на участках сложившейся городской застройки условия производства работ с выделением опасных зон, границ и осей подземных сооружений и коммуникаций, а также схемы движения транспорта и пешеходов с обеспечением безопасных подъездов и подходов к действующим предприятиям, зданиям и сооружениям должны быть согласованы с органами государственного надзора, местной администрацией.

.1.2   Документация строительных работ

Строительно-монтажная рабочая документация:

основной комплект рабочих чертежей - документ, содержащий рабочие чертежи и другие данные, необходимые для производства определенного вида строительных и монтажных работ;

спецификация оборудования - документ, определяющий состав санитарно-технического, технологического, электротехнического и другого оборудования, предусмотренного соответствующим основным комплектом рабочих чертежей;

ведомость потребности в материалах - документ, определяющий виды и количество материалов, необходимых для выполнения строительно-монтажных работ, предусмотренных соответствующим основным комплектом рабочих чертежей;

сводная ведомость потребности в материалах - документ, определяющий виды и количество материалов, необходимых для выполнения строительных и монтажных работ по зданию (сооружению) в целом или очереди его строительства;

ведомость строительных и монтажных работ - документ, определяющий вид и объем строительных и монтажных работ, предусмотренных соответствующим основным комплектом рабочих чертежей;

сборник ведомостей строительных и монтажных работ - документ, содержащий ведомости строительных и монтажных работ, выполненные к основным комплектам рабочих чертежей на здание (сооружение) в целом или очереди его строительства;

локальная смета- документ, определяющий сметную стоимость строительных и монтажных работ, предусмотренных соответствующим основным комплектом рабочих чертежей;

объектная смета - документ, определяющий сметную стоимость строительных и монтажных работ на здание (сооружение) в целом или очереди его строительства.

В основной комплект рабочих чертежей входят:

Состав проекта

Лист утверждения

Пояснительная записка

Общие данные

Выкипировка из генерального плана, ситуационный план

Планы разводок трубопроводов, кабелей, проводов и расстановки оборудования в защищаемых помещениях, постах управления, кроссовых, станциях пожаротушения

План заземления

Разрезы, сечения, виды по планам

Зоны обнаружения извещателей, сектора обзора телекамер

Структурная схема

Схема кабельных связей

Схема электрическая принципиальная общая

Схема (таблица) электрическая подключений

Аксонометрические схемы трубных разводок

Схема расположения (блокировка отдельных конструкций, установка)

Кабельный журнал

Трубозаготовительная ведомость

Чертежи общих видов нетиповых конструкций и оборудования

Спецификация оборудования

Ведомости потребности материалов

Таблицы программирования приборов управления и контроля

Опросные листы

Расчеты (допустимы в составе ПЗ)

Пояснительная записка

Сводный сметный расчет

Объектная смета

Локальная смета

Смета на проектные работы

На каждом объекте строительства надлежит:

вести общий журнал работ;

специальные журналы по отдельным видам работ, перечень которых устанавливается генподрядчиком по согласованию с субподрядными организациями и заказчиком;

журнал авторского надзора проектных организаций (при его наличии);

составлять акты освидетельствования скрытых работ, промежуточной приемки ответственных конструкций, испытания и опробования оборудования, систем, сетей и устройств;

оформлять другую производственную документацию, предусмотренную другими строительными нормами и правилами, и исполнительную документацию - комплект рабочих чертежей с надписями о соответствии выполненных в натуре работ этим чертежам или внесенным в них по согласованию с проектной организацией изменениям, сделанными лицами, ответственными за производство строительно-монтажных работ.

УКАЗАНИЯ К ВЕДЕНИЮ ОБЩЕГО ЖУРНАЛА РАБОТ

(заполняется по форме, приведенной в приложении 1)

. Общий журнал работ является основным первичным производственным документом, отражающим технологическую последовательность, сроки, качество выполнения и условия производства строительно-монтажных работ.

. Общий журнал работ ведется на строительстве (при реконструкции, расширении) отдельных или группы однотипных, одновременно строящихся зданий (сооружений), расположенных в пределах одной строительной площадки.

. Общий журнал работ ведет лицо, ответственное за строительство здания или сооружения (производитель работ, старший производитель работ) и заполняет его с первого дня работы на объекте лично или поручает руководителям смен. Специализированные строительно-монтажные организации ведут специальные журналы работ, которые находятся у ответственных лиц, выполняющих эти работы. По окончании работ специальный журнал передается генеральной подрядной строительной организации.

. Титульный лист заполняется до начала строительства генеральной подрядной строительной организацией с участием проектной организации и заказчика.

. Список инженерно-технического персонала, занятого на строительстве объекта (таблица 1), составляет руководитель генподрядной строительной организации.

. В таблице 2 приводится перечень всех актов в календарном порядке.

. В таблицу 3 включаются все работы по частям и элементам зданий и сооружений, качество выполнения которых контролируется и подлежит оценке.

. Таблица 4 заполняется лицом, ответственным за ведение общего журнала работ.

. Регулярные сведения о производстве работ (с начала и до их завершения), включаемые в таблицу 5, являются основной частью журнала.

Эта часть журнала должна содержать сведения о начале и окончании работы и отражать ход ее выполнения.

Описание работ должно производиться по конструктивным элементам здания или сооружения с указанием осей, рядов, отметок, этажей, ярусов, секций и помещений, где работы выполнялись.

Здесь же должны приводиться краткие сведения о методах производства работ, применяемых материалах, готовых изделиях и конструкциях, вынужденных простоях строительных машин (с указанием принятых мер), испытаниях оборудования, систем, сетей и устройств (опробование вхолостую или под нагрузкой, подача электроэнергии, испытания на прочность и герметичность и др.), отступлениях от рабочих чертежей (с указанием причин) и их согласовании, изменении расположения охранных, защитных и сигнальных ограждений, переносе транспортных и пожарных проездов, прокладке, перекладке и разборке временных инженерных сетей, наличии и выполнении схем операционного контроля качества, исправлениях или переделках выполненных работ (с указанием виновных), а также о метеорологических и других, особых условиях производства работ.

. В таблицу 6 вносятся замечания лиц, контролирующих производство и безопасность работ в соответствии с предоставленными им правами, а также уполномоченных представителей проектной организации или ее авторского надзора.

. Общий журнал должен быть пронумерован, прошнурован, оформлен всеми подписями на титульном листе и скреплен печатью строительной организации, его выдавшей.

*. При сдаче законченного строительством объекта общий и специальные журналы работ передаются заказчику и хранятся у него до ввода объекта в эксплуатацию. После ввода объекта в эксплуатацию журналы передаются на постоянное хранение эксплуатирующей организации.

СОСТАВ И СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТОВ ОРГАНИЗАЦИИ СТРОИТЕЛЬСТВА

. Проект организации строительства объекта должен разрабатываться на полный объем строительства, предусмотренный проектом.

При строительстве объекта по очередям проект организации строительства на первую очередь должен разрабатываться с учетом осуществления строительства на полное развитие.

. В состав проекта организации строительства включаются:

а) календарный план строительства, в котором определяются сроки и очередность строительства основных и вспомогательных зданий и сооружений, технологических узлов и этапов работ, пусковых или градостроительных комплексов с распределением капитальных вложений и объемов строительно-монтажных работ по зданиям и сооружениям и периодам строительства (приложение 2, форма 1).

Календарный план на подготовительный период составляется отдельно (с распределением объемов работ по месяцам);

б) строительные генеральные планы для подготовительного и основного периодов строительства с расположением постоянных зданий и сооружений, указанием мест временных, в том числе мобильных (инвентарных) зданий и сооружений, постоянных и временных железных и автомобильных дорог и других путей для транспортирования оборудования (в том числе тяжеловесного и крупногабаритного), конструкций, материалов и изделий; путей для перемещения кранов большой грузоподъемности; инженерных сетей, мест подключения временных инженерных коммуникаций (сетей) к действующим сетям с указанием источников обеспечения стройплощадки электроэнергией, водой, теплом, паром; складских площадок; основных монтажных кранов и других строительных машин, механизированных установок; существующих и подлежащих сносу строений, мест для знаков закрепления разбивочных осей зданий и сооружений.

В случаях когда организационными и техническими решениями охватывается территория за пределами площадки строительства, кроме строительного генерального плана разрабатывается также ситуационный план строительства с расположением предприятий материально-технической базы и карьеров, жилых поселков, внешних путей и дорог (с указанием их длины и пропускной способности), станций примыкания к путям МПС, речных и морских причалов, линий связи и электропередачи, с транспортными схемами поставки строительных материалов, конструкций, деталей и оборудования, с нанесением границ территории возводимого объекта и примыкающих к ней участков существующих зданий и сооружений, вырубки леса, участков, временно отводимых для нужд строительства;

в) организационно-технологические схемы, определяющие оптимальную последовательность возведения зданий и сооружений с указанием технологической последовательности работ;

г) ведомость объемов основных строительных, монтажных и специальных строительных работ, определенных проектно-сметной документацией, с выделением работ по основным зданиям и сооружениям, пусковым или градостроительным комплексам и периодам строительства (приложение 3, форма 2);

д) ведомость потребности в строительных конструкциях, изделиях, материалах и оборудовании с распределением по календарным периодам строительства, составляемая на объект строительства в целом и на основные здания и сооружения исходя из объемов работ и действующих норм расхода строительных материалов (приложение 3, форма 3);

е) график потребности в основных строительных машинах и транспортных средствах по строительству в целом, составленный на основе физических объемов работ, объемов грузоперевозок и норм выработки строительных машин и средств транспорта;

ж) график потребности в кадрах строителей по основным категориям;

з) пояснительная записка, содержащая:

характеристику условий и сложности строительства;

обоснование методов производства и возможность совмещения строительных, монтажных и специальных строительных работ, в том числе выполняемых в зимних условиях, с указанием сроков выполнения работ сезонного характера, а также технические решения по возведению сложных зданий и сооружений; при необходимости данные о сроках выполнения, объемах геодезических работ и потребности в материальных и трудовых ресурсах для их выполнения следует отражать в документах, предусмотренных подпунктами «а», «в», «е» и «ж» настоящего пункта;

указания о методах осуществления инструментального контроля за качеством сооружений;

мероприятия по охране труда;

перечень условий сохранения окружающей природной среды;

обоснование потребности в основных строительных машинах, механизмах, транспортных средствах, электрической энергии, паре, воде, кислороде, ацетилене, сжатом воздухе, а также временных зданиях и сооружениях с решением по набору мобильных (инвентарных) зданий и сооружений и указанием принятых типовых проектов;

перечень основных строительных организаций с характеристикой их производственной мощности;

обоснование размеров и оснащения площадок для складирования материалов, конструкций и оборудования, а также решения по перемещению тяжеловесного негабаритного оборудования и укрупненных строительных конструкций;

перечень специальных вспомогательных сооружений, приспособлений, устройств и установок, а также сложных временных сооружений и сетей, рабочие чертежи которых должны разрабатываться проектными организациями в составе рабочих чертежей для строительства объекта;

требования, которые должны быть учтены в рабочих чертежах в связи с принятыми в проекте организации строительства методами возведения строительных конструкций оборудования и монтажа;

обоснование потребности в строительных кадрах, жилье и социально-бытовом обслуживании строителей;

обоснование принятой продолжительности строительства объекта в соответствии со СНиП 1.04.03-85.

Обоснования всех потребностей и затрат должны содержать решения по источникам их покрытия.

В проекте организации строительства необходимо приводить следующие технико-экономические показатели:

общую продолжительность строительства, в том числе подготовительного периода и периода монтажа оборудования, мес.;

максимальную численность работающих, чел.;

затраты труда на выполнение строительно-монтажных работ, чел.-дни;

. Состав и содержание проектов организации строительства могут изменяться с учетом сложности и специфики проектируемых объектов, в зависимости от объемно-планировочных и конструктивных решений, степени унификации и типизации этих решений, необходимости применения специальных вспомогательных сооружений, приспособлений, устройств и установок, особенностей отдельных видов работ, а также от условий поставки на стройплощадку материалов, конструкций и оборудования. Сложность объекта должна устанавливаться до разработки проекта организации строительства инстанцией, утверждающей задание на проектирование.

Для сложных объектов, где впервые применяются принципиально новая технология производства, не имеющая аналогов, уникальное технологическое оборудование, а также зданий, в которых преобладают новые строительные конструкции, или предприятий и сооружений, строительство которых намечается в особо сложных геологических или природных условиях, в состав проекта организации строительства дополнительно к перечисленному в п. 2 настоящего приложения включаются:

а) комплексный укрупненный сетевой график, отражающий взаимосвязи между всеми участниками строительства, в котором определены продолжительность основных этапов подготовки рабочей документации и строительства объекта, состав и сроки выполнения работ подготовительного периода, очередность строительства отдельных зданий и сооружений в составе пускового или градостроительного комплекса, сроки поставки технологического оборудования;

б) указания об очередности и сроках проведения необходимых исследовательских работ, испытаний и режимных наблюдений для обеспечения качества и надежности возводимых конструкций, зданий и сооружений;

в) указания об особенностях построения геодезической разбивочной основы и методах геодезического контроля в процессе строительства, а также иного инструментального контроля качества и надежности возводимых конструкций, зданий и сооружений;

г) особенности организации связи и оперативно-диспетчерского управления строительством.

Проект организации строительства для жилых домов, объектов социального назначения и однотипных производственных объектов может разрабатываться в сокращенном объеме и состоять из: календарного плана строительства с выделением работ подготовительного периода; строительного генерального плана; данных об объемах строительно-монтажных работ и потребности стройки в основных материалах, конструкциях, изделиях и оборудовании; графика потребности в строительных машинах и транспортных средствах; краткой пояснительной записки, включая мероприятия по охране труда, с технико-экономическими показателями.

. При реконструкции действующих промышленных предприятий, зданий и сооружений в проектах организации строительства следует учитывать требования раздела 9 настоящих СНиП и дополнительно к перечисленному в пп. 2 и 3 настоящего приложения необходимо:

а) указывать состав работ, выполняемых в период, не связанный с остановкой производственного процесса, и работ, связанных с полной или частичной остановкой производственного процесса, с тем чтобы время их выполнения было наименьшим;

б) устанавливать очередность и порядок совмещенного выполнения строительно-монтажных работ с указанием участков и цехов, в которых на время производства строительно-монтажных работ изменяются технологические процессы основного производства, а также когда строительные работы ведутся во время плановых технологических остановок основного производства;

в) указывать на строительном генеральном плане действующие здания, сооружения и инженерные сети, не подлежащие реконструкции, вновь возводимые здания, сооружения и прокладываемые сети, реконструируемые и разбираемые здания и сооружения, разбираемые и перекладываемые инженерные сети, места примыкания новых сетей к существующим, проезды по территории, места бытового обслуживания работников предприятия, направления безопасного прохода строителей и эксплуатационного персонала предприятия;

г) приводить в пояснительной записке перечень и объемы работ, выполняемых в стесненных и вредных условиях; порядок оперативного руководства работами по реконструкции; мероприятия по обеспечению совместной деятельности предприятия и строительной организации; данные по услугам предприятия по созданию производственных условий для строителей и внутризаводским и внутрицеховым грузоподъемным и транспортным средствам предприятий, передаваемым строителям на период реконструкции, мероприятия по пожаро- и взрывобезопасности, меры, обеспечивающие устойчивость сохраняемых конструкций при выполнении монтажных и демонтажных работ.

. При строительстве магистральных линейных сооружений общей сети (магистральных железных и автомобильных дорог, магистральных нефте- и газопроводов, линий связи и электропередачи и т.п.) дополнительно к требованиям пп. 2 и 3 настоящего приложения в составе проекта организации строительства необходимо:

а) приводить объемы и трудоемкость основных строительно-монтажных работ по участкам трассы;

б) указывать места обхода или преодоления специальными средствами естественных препятствий и преград, переправ на реках;

в) приводить перечень привлекаемых мобильных строительных организаций с характеристикой их производственной мощности и оснащения;

г) определять размещение баз материально-технического снабжения, производственных предприятий и объектов энергетического обеспечения, обслуживающих строительство на отдельных участках трассы, а также жилых поселков для строителей;

д) отражать транспортную схему доставки материально-технических ресурсов с расположением станций и пристаней разгрузки, промежуточных складов и временных подъездных дорог, в том числе временной дороги вдоль трассы сооружения;

е) предусматривать решения по возможному использованию отдельных участков вновь строящихся железных и автомобильных дорог, линий связи и электропередачи для нужд строительства;

ж) устанавливать в зависимости от территориального размещения строительных организаций распределение их мобильных подразделений по участкам трассы в увязке с графиком работ.

. При строительстве внутрихозяйственных автомобильных дорог в сельскохозяйственных предприятиях в проекте организации строительства дополнительно к требованиям пп. 2 и 3 настоящего приложения необходимо:

а) предусматривать в обоснованных случаях строительство внутрихозяйственных дорог по этапам, обеспечивая на первом этапе временное движение по земляному полотну, а также улучшение непроезжих и труднопроезжих участков трассы;

б) согласовывать сроки и порядок выполнения отдельных дорожно-строительных работ с землепользователями, на производственно-хозяйственную деятельность которых могут повлиять эти работы.

. При строительстве гидротехнических и водохозяйственных объектов дополнительно к требованиям пп. 2 и 3 настоящего приложения в проекте организации строительства необходимо:

а) указывать в календарном плане сроки пропуска расходов воды в реке в отдельные этапы строительного периода, сроки перекрытия русла и наполнения водохранилища, а также предусматривать минимальные перерывы в эксплуатации гидроузла или гидросооружения при их реконструкции;

б) указывать на строительных генеральных планах расположение сооружений и устройств для обеспечения пропуска расходов воды в реке в строительный период, разбивку очередности работ по возведению узла или комплекса гидротехнических сооружений, очередность ввода в эксплуатацию орошаемых площадей. На ситуационном плане строительства оросительных и осушительных систем следует показывать: границы и площадь орошаемой и осушаемой территорий с указанием очередности их ввода, границы эксплуатационных и строительных участков, размещение карьеров, а по крупным сооружениям - границы отвода и затопления территорий, обводные каналы и временные мосты;

в) разрабатывать схемы пропуска расходов воды в реке, а также способы преграждения и отвода русла реки в строительный период;

г) предусматривать при производстве строительно-монтажных работ по переустройству обводнительных систем мероприятия по обеспечению бесперебойного полива сельскохозяйственных угодий.

. При строительстве горных предприятий по добыче полезных ископаемых и других подземных горных выработок в состав проекта организации строительства дополнительно к перечисленному в пп. 2 и 3 настоящего приложения необходимо включать:

а) схемы проходки стволов, горизонтальных и наклонных выработок и камер, если они отличаются от типовых;

б) обоснования по выбору типа копров и подъемных установок в случае использования их как временных на период горнопроходческих работ;

в) схемы и режимы проветривания горных выработок по периодам их проходки, решения по обогреву и охлаждению подаваемого в выработки воздуха, а также меры борьбы с пылью, газами, внезапными выбросами пород, угля и газов, горными ударами, вывалами, прорывами вод и плывунов;

г) схемы водоотлива при проходке стволов и выработок, решения по отводу и очистке шахтных вод.

. При строительстве объектов в суровых природных условиях в проекте организации строительства дополнительно к требованиям п.п. 2 и 3 настоящего приложения должна учитываться возможность воздействия на подготовку, организацию и осуществление строительства следующих физических, географических и экономических факторов:

а) для северной строительно-климатической зоны:

продолжительность периодов времени года с низкими температурами воздуха, сильными ветрами и снежными заносами, а также малой естественной освещенностью территории;

вечномерзлые грунты;

отдаленность объектов строительства от промышленно развитых центров и баз централизованного материально-технического снабжения;

зависимость доставки материально-технических ресурсов от навигационных (сезонных) режимов на внутренних водных путях и морских каботажных линиях;

ограниченность местных источников энергии;

необходимость применения специальных видов транспорта;

повышенная подверженность экологических систем воздействию хозяйственной деятельности и их трудная восстанавливаемость, а также необходимость ликвидации отходов, не утилизируемых в производстве, утилизации элементов, содержащихся в сточных водах и выбросах в атмосферу, их очистки, обеззараживания и улавливания;

сложность организации строительной площадки в заболоченных и подтопляемых районах;

сложность организации санитарно-бытового обеспечения работников;

б) для горных и высокогорных районов:

пониженное барометрическое давление, требующее соблюдения специальных адаптационных режимов работы строителей;

шквалистые ветры и повышенная молниеопасность;

лавинные, селевые, обвальные и оползневые явления;

труднодоступность территории (большие уклоны, перепады отметок);

в) для пустынных и полупустынных районов и районов с особо жарким климатом:

высокие дневные температуры наружного воздуха;

отсутствие на больших территориях местных источников водоснабжения и необходимость выполнения в связи с этим специальных мер по очистке, опреснению, транспортированию, охлаждению и хранению воды;

необходимость соблюдения мероприятий по сохранению растительного покрова слабоустойчивых песчаных грунтов.

. При строительстве объектов в районах с опасными геологическими процессами в проекте организации строительства кроме требований пп. 2 и 3 настоящего приложения должны учитываться следующие требования:

при осуществлении строительства объектов, возводимых на грунтах с особыми свойствами (просадочные, набухающие и т.п.), следует обеспечивать первоочередное выполнение специальных мероприятий по организации водоотвода, устройству и эксплуатации систем временного водоснабжения, предупреждающих неорганизованное замачивание грунтов, а также по систематическому контролю за просадками и их предупреждению;

при осуществлении строительства объектов, расположенных в районах многолетнемерзлых грунтов, следует предусматривать решения по порядку, срокам и технологии выполнения работ с учетом прогноза изменения температурных, мерзлотно-грунтовых и гидрогеологических условий в процессе разработки грунта, выполнения строительно-монтажных работ и эксплуатации сооружений.

. При строительстве объектов в особых природных условиях проект организации строительства кроме материалов, указанных в пп. 2 и 3 настоящего приложения, должен содержать:

а) для противооползневых и противообвальных защитных сооружений:

прогноз активности и интенсивности оползневых и обвальных процессов на период строительства;

мероприятия по обеспечению устойчивости склонов и откосов на период строительства защитных сооружений;

календарный план строительства, составленный с учетом строгой очередности и сроков выполнения всех работ в зависимости от необходимости окончания или временного прекращения земляных работ до наступления дождливых периодов года;

решения по размещению грунта и его складированию, не допуская устройства отвалов в оползневой зоне;

решения по организации водоотвода, водопонижения и специальным способам закрепления грунтов;

б) для противоселевых защитных сооружений:

решения по пропуску в необходимых случаях паводков и селевых потоков через недостроенные сооружения с обеспечением их сохранности;

решения по обоснованной сезонности выполнения отдельных видов работ с учетом местных условий;

указания в календарном плане строительства о сроках возможного образования селевого потока по прогнозам материалов изысканий;

материалы по размещению пунктов службы наблюдения за образованием селевых потоков и обеспечению их устойчивой радиосвязью с диспетчерским пунктом строительства;

материалы по размещению в безопасной зоне объектов производственной базы, жилого поселка и подъездных путей, а также возможных путей эвакуации людей и строительной техники;

требования к режиму производства работ в селеопасный период

СОСТАВ И СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТОВ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ

. В состав проекта производства работ на возведение здания, сооружения или его части (узла) включаются:

а) календарный план производства работ по объекту или комплексный сетевой график, в которых устанавливаются последовательность и сроки выполнения работ с максимально возможным их совмещением;

б) строительный генеральный план с указанием: границ строительной площадки и видов ее ограждений, действующих и временных подземных, наземных и воздушных сетей и коммуникаций, постоянных и временных дорог, схем движения средств транспорта и механизмов, мест установки строительных и грузоподъемных машин, путей их перемещения и зон действия, размещения постоянных, строящихся и временных зданий и сооружений, мест расположения знаков геодезической разбивочной основы, опасных зон, путей и средств подъема работающих на рабочие ярусы (этажи), а также проходов в здания и сооружения, размещения источников и средств энергообеспечения и освещения строительной площадки, расположения заземляющих контуров, мест расположения устройств для удаления строительного мусора, площадок и помещений складирования материалов и конструкций, площадок укрупнительной сборки конструкций, расположения помещений для санитарно-бытового обслуживания строителей, питьевых установок и мест отдыха, а также зон выполнения работ повышенной опасности. На просадочных грунтах водоразборные пункты, временные сооружения и механизированные установки с применением мокрых процессов должны размещаться на строительной площадке с низовой по рельефу местности стороны от зданий и сооружений, а площадки вокруг них должны быть спланированы с организованным быстрым отводом воды;

в) графики поступления на объект строительных конструкций, изделий, материалов и оборудования (прил. 3, форма 2) с данными о поступлении этих ресурсов по каждой подрядной бригаде и с приложением комплектовочных ведомостей (при наличии службы производственно-технологической комплектации - унифицированной документации по технологической комплектации), а в случаях строительства комплектно-блочным методом - графики комплектной поставки блоков;

г) графики движения рабочих кадров по объекту (прил. 3, форма 3) и основных строительных машин по объекту (прил. 3, форма 4).

Графики движения основных строительных машин следует разрабатывать с учетом своевременного выполнения каждой бригадой поручаемого ей комплекса работ;

д) технологические карты (схемы) (с использованием соответствующей типовой документации) на выполнение отдельных видов работ с включением схем операционного контроля качества, описанием методов производства работ, указанием трудозатрат и потребности в материалах, машинах, оснастке, приспособлениях и средствах защиты работающих, а также последовательности демонтажных работ при реконструкции предприятий, зданий и сооружений;

е) решения по производству геодезических работ, включающие схемы размещения знаков для выполнения геодезических построений и измерений, а также указания о необходимой точности и технических средствах геодезического контроля выполнения строительно-монтажных работ;

ж) решения по технике безопасности в составе, определенном СНиП III-4-80;

з) мероприятия по выполнению, в случае необходимости, работ вахтовым методом, включающие графики работы, режимы труда и отдыха и составы технологических комплектов оснащения бригад;

и) решения по прокладке временных сетей водо-, тепло- и энергоснабжения и освещения (в том числе аварийного) строительной площадки и рабочих мест с разработкой, при необходимости, рабочих чертежей подводки сетей от источников питания;

к) перечни технологического инвентаря и монтажной оснастки, а также схемы строповки грузов;

л) пояснительная записка, содержащая:

обоснование решений по производству работ, в том числе выполняемых в зимнее время;

потребность в энергетических ресурсах и решения по ее покрытию;

перечень мобильных (инвентарных) зданий и сооружений и устройств с расчетом потребности и обоснованием условий привязки их к участкам строительной площадки;

мероприятия, направленные на обеспечение сохранности и исключение хищения материалов, изделий, конструкций и оборудования на строительной площадке, в зданиях и сооружениях;

мероприятия по защите действующих зданий и сооружений от повреждений, а также природоохранные мероприятия;

технико-экономические показатели, включая объемы и продолжительность выполнения строительно-монтажных работ, а также их себестоимость в сопоставлении со сметной, уровень механизации и затраты труда на 1 м3 объема, 1 м2 площади здания, на единицу физических объемов работ или иной показатель, принятый для определения производительности труда.

. Проект производства работ на выполнение отдельных видов работ (монтажных, санитарно-технических, отделочных, геодезических и т.п.) должен состоять из: календарного плана производства работ по виду работ (прил. 3, форма 1), строительного генерального плана, разрабатываемого применительно к указаниям подпункта «б» п. 1* настоящего приложения; технологической карты производства работ с приложением схемы операционною контроля качества, данных о потребности в основных материалах, конструкциях и изделиях, а также используемых машинах, приспособлениях и оснастке и краткой пояснительной записки с необходимыми обоснованиями и технико-экономическими показателями, кроме того, в состав проекта производства геодезических работ следует дополнительно включать: указания о точности и методах производства геодезических работ при создании разбивочной сети здания, сооружения и детальных разбивках, схемы расположения пунктов разбивочной сети, монтажных рисок, маяков и способы их закрепления, конструкции геодезических знаков, а также перечень исполнительной геодезической документации.

. Проект производства работ на подготовительный период строительства должен содержать:

а) календарный план производства работ по объекту (виду работ) (прил. 3, форма 1);

б) строительный генеральный план с указанием на нем мест расположения временных, в том числе мобильных (инвентарных) зданий, сооружений и устройств, вне- и внутриплощадочных сетей с подводкой их к местам подключения и потребления, а также постоянных объектов, возводимых в подготовительный период для нужд строительства, с выделением работ, выполняемых по ним в подготовительный период;

в) технологические карты;

г) графики движения рабочих кадров и основных строительных машин;

д) график поступления на строительство необходимых на этот период строительных конструкций, изделий, основных материалов и оборудования (прил. 5 форма 2);

в) схемы размещения знаков для выполнения геодезических построений, измерений, а также указания о необходимой точности и технических средствах геодезического контроля;

ж) пояснительную записку в объеме, предусмотренном подпунктом «м» п. 1 настоящего приложения.

. Основные положения по производству строительных и монтажных работ в составе рабочей документации типовых проектов предприятий, зданий и сооружений должны разрабатываться проектной организацией с обоснованием принятых методов организации и технологии выполнения основных видов работ с указаниями по производству работ в зимних условиях, с требованиями по технике безопасности, перечнем рекомендуемой монтажной оснастки, инвентаря и приспособлений. К указанным положениям должны прилагаться: график производства работ с указанием физических объемов работ и затрат труда на их выполнение, схема строительного генерального плана на возведение надземной части здания (сооружения) и краткая пояснительная записка.

Акт освидетельствования скрытых работ входит в приложение 4.

Акт промежуточной приёмки ответственных конструкций входит в приложение 5.

.2     
Электромонтажные работы

.2.1 Общая часть

В настоящий момент действует инструкция по монтажу силовых трансформаторов ВСН 342-75.

Инструкция распространяется на монтаж силовых масляных трансформаторов общего назначения напряжением до 110 кВ, мощностью до 80000 кВ·А включительно.

Требования настоящей Инструкции соответствуют требованиям инструкций по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов РТМ 16.687.000-73 и ОАХ 458.003-70 Минэлектротехпрома СССР и главы СНиП III-33 «Электротехнические устройства».

При расхождении требований настоящей Инструкции и технической документации завода-изготовителя следует руководствоваться сопроводительной документацией завода-изготовителя.

Монтаж силовых трансформаторов IV габарита и выше требует предварительной подготовки и организации работ. Для таких трансформаторов следует разработать проект производства работ (ППР) в соответствии с типовым ППР по монтажу силовых трансформаторов, утвержденным Главэлектромонтажем.

Работы по монтажу трансформаторов проводятся обычно в два этапа: подготовительные работы, и непосредственно монтажные работы.

До начала монтажа трансформаторов заблаговременно проводят подготовительные мероприятия: принимают под монтаж строительную часть сооружений, предназначенных для установки трансформаторов (фундаментов, камер, закладных частей, каналов и т. д.), подъезды и подходы; подбирают и проверяют такелажное оборудование и механизмы, предназначенные для разгрузки и перемещения трансформаторов, а также принимают помещения для трансформаторной мастерской.

В тех случаях, когда помещение для монтажа не предусмотрено проектом, работы по монтажу и ревизии (при необходимости ее) допускается выполнять непосредственно на месте установки с возведением временного укрытия необходимой высоты или в одном из цехов предприятия, имеющем подъемные устройства соответствующей грузоподъемности.

При этом необходимо:

а) убедиться в том, что подъемные устройства испытаны, имеют паспорт с указанием допустимой нагрузки и даты испытаний;

б) проверить, позволяет ли наибольшая высота от пола до крюка подъемного приспособления обеспечить подъем активной части или верхней съемной части бака трансформатора;

в) убедиться в том, что размеры ворот помещения допускают транспортировку из цеха смонтированного трансформатора с установленными вводами, радиаторами, расширителем, выхлопной трубой и т.п., в противном случае предусмотреть условия, необходимые для окончания сборки вне помещения;

г) установить наиболее удобное время по условиям технологии производства данного цеха для выполнения работ, связанных с разгерметизацией трансформатора;

д) отгородить в цехе место, отведенное для монтажа трансформатора, обеспечить электрическое освещение и очистить помещение от пыли, грязи и ненужных предметов;

е) подготовить исправные огнетушители, ящики с песком и металлическими совками, а также необходимый пожарный инвентарь, обеспечить круглосуточный противопожарный пост и телефонную связь. Сушка масла в цехе не допускается.

При приемке строительной части внутрицеховых подстанций обращается внимание на необходимость устройства под каждым трансформатором маслоприемника и на размеры дверей в трансформаторных камерах, которые должны позволять ввозить в камеру полностью собранные трансформаторы после их осмотра и сборки в трансформаторной мастерской.

После доставки трансформатора на место монтажа его принимает заказчик от поставщика. При этом внешним осмотром проверяется надежность крепления трансформатора на железнодорожной платформе или трейлере с целью определения условий, в которых находился трансформатор в пути (толчки, наклоны).

На баке, радиаторах и расширителе трансформатора не должно быть вмятин, пробоев, царапин и других повреждений; проверяют также сохранность пломб на всех кранах для масла. Особо тщательно проверяют целостность фарфоровых выводов обмоток трансформатора.

Проверяют герметичность уплотнений трансформатора. Учитывая то, что трансформаторы мощностью до 1000 ква заводы отправляют в собранном виде, залитые маслом, герметичность проверяют наличием масла в расширителе по отметкам на маслоуказателе. У трансформаторов, которые транспортировались с маслом, но со снятым расширителем, герметичность бака проверяют давлением столба масла. Для этого в крышку бака трансформатора ввертывается труба длиной 1,5 м и диаметром 1-1,5 дюйма с воронкой, заполняемой маслом. Проверка герметичности в этом случае продолжается 3 ч. Наружную поверхность бака трансформатора перед проверкой тщательно протирают. Если герметичность бака не нарушена, то во время проверки течи масла не наблюдается.

О всех замеченных при осмотре неисправностях в упаковке, повреждениях деталей или самого трансформатора (течь масла, неплотности, нарушение крепления трансформатора при транспортировке и др.) составляется акт.

Транспортировка трансформаторов.

Каждый трансформатор, выпускаемый заводом, снабжается табличкой, укрепленной на стенке бака. В табличке приводятся основные технические данные, завод-изготовитель, год и месяц выпуска. Вместе с трансформатором следует также технический паспорт, выписка из протоколов заводских испытаний и заводская инструкция по монтажу и эксплуатации. Трансформаторы поступают с заводов-изготовителей на строительную площадку обычно на железнодорожной платформе или на специальном транспорте (трейлере).

Трансформаторы мощностью до 1800 ква напряжением до 35 кв перевозят полностью собранными и заполненными маслом. При транспортировании трансформаторов мощностью 3200 и 5600 ква демонтируют радиаторы, расширитель и выхлопную трубу, газовое реле, термометры, термосифонный фильтр, а у трансформаторов напряжением 110 кв - маслонаполненные вводы и каретки.

Трансформатор с платформы или автомашины выгружают, как правило, подъемным краном, максимально допустимая рабочая нагрузка которого соответствует весу разгружаемого трансформатора.

Способ транспортировки трансформатора от места выгрузки до места его установки или в трансформаторную мастерскую зависит от того, имеет ли трансформатор тележку и имеются ли на площадке железнодорожные пути или трейлер. В случае если трансформатор не имеет тележки и железнодорожные пути отсутствуют, то укладывают настил из досок на предварительно выровненную грунтовую дорогу и изготовляют деревянные сани или пользуются стальным листом. При перемещении трансформатора на санях под них подводят круглые катки. По мере передвижения санок освобождающиеся сзади них катки подводят под сани спереди.

Хранение трансформаторов.

Трансформаторы наружной установки хранят на открытом воздухе, а трансформаторы внутренней установки - в закрытом помещении или под навесом.

В ревизию трансформаторов входит детальный наружный осмотр, взятие пробы масла на химический анализ и замер сопротивления изоляции обмоток. При внутреннем осмотре трансформатора вынимают его сердечник (керн), если это предусмотрено инструкцией завода-изготовителя и в любом случае при наличии сомнений в исправности активной части трансформатора. При наружном осмотре трансформатора убеждаются в отсутствии течи масла в местах уплотнений и через сварные швы, в наличии необходимого уровня масла в расширителе и в целости изоляторов. Сопротивление изоляции обмоток по отношению к заземляемому корпусу замеряют мегомметром, причем измерение производится при температуре, близкой к той, при которой измерялось сопротивление на заводе-изготовителе.

Внутренний осмотр трансформатора производят в закрытом помещении, при этом масло сливают в сухой и чистый бак, выемную часть поднимают и устанавливают на настил из досок. Во время осмотра выемной части проверяют запрессовку обмоток; в имеющиеся между обмотками зазоры забивают дополнительные прокладки из сухого электрокартона; проверяют прочность болтовых креплений сердечника и остальных частей; ослабленные гайки и шпильки затягивают; особенно тщательно осматривают целость демпферов отводов у места их присоединения к выводам и целость изоляции в этом месте.

Мегомметром напряжением 1000 в проверяют сопротивление изоляции обмоток между собой и по отношению к сердечнику, изоляцию шпилек магнитопровода и наличие заземления сердечника. Выемную часть, бак и радиаторы промывают сухим трансформаторным маслом, после чего производят сборку трансформатора, уплотнение мест соединений и заливку масла. Результаты замеров и ревизии дают возможность судить о необходимости сушки трансформаторов.

Проверка герметичности трансформаторов

Проверку герметичности трансформатора следует производить перед началом монтажа трансформатора или перед доливкой масла.

До проверки герметичности запрещается подтягивание уплотняющих болтов.

Герметичность трансформаторов, транспортируемых с расширителем, определяется в пределах отметок маслоуказателя.

Проверку герметичности трансформаторов, транспортируемых с маслом и демонтированным расширителем, необходимо производить давлением, столба масла высотой 1,5 м от уровня крышки в течение 3 ч.

Трансформатор считается герметичным, если при проверке не обнаружена течь масла в местах, расположенных выше уровня масла, с которым прибыл трансформатор.

Допускается производить предварительную проверку герметичности трансформаторов созданием в баке избыточного давления 0,15 кгс/см2.

Трансформатор считается герметичным, если по истечении 3 ч давление понизится не более чем до 0,13 кгс/см2.

Окончательная проверка герметичности должна производиться после монтажа трансформатора.

Проверку герметичности трансформаторов, транспортируемых без масла, заполненными сухим воздухом или инертным газом (азотом), следует производить созданием в баке избыточного давления 0,25 кгс/см2.

Трансформатор считается герметичным, если давление понизится через 6 ч не более чем до 0,21 кгс/см2 при изменении температуры воздуха от 10 до 15 °С.

Создание избыточного давления в баке трансформатора 0,15 или 0,25 кгс/см2 следует производить одним из следующих способов: накачиванием от компрессора через силикагелевый воздухоосушитель сухого воздуха, подачей в бак сухого азота (ГОСТ 9293-59).

При заполнении бака трансформатора азотом должны быть приняты специальные меры предосторожности для исключения возможности подачи в трансформатор увлажненного газа. Необходимо:

а) установить заполненные азотом баллоны на специальных стендах вниз вентилями, через 6-8 ч, постепенно приоткрывая вентили, выпустить скопившуюся смесь газа с водой;

б) отобрать пробы азота из каждого баллона и направить в химическую лабораторию для проверки на наличие влаги, содержание которой должно быть менее 30 мг/м3;

в) после установки баллонов в нормальное положение присоединить их к воздухоосушителям, заполненным сухим силикагелем, и, плавно открыв запорные вентили, подать через редуктор азот в бак трансформатора при избыточном давлении 0,25-0,30 кгс/см2.

Проверка герметичности трансформаторов, транспортируемых без масла, с избыточным давлением сухого азота (сухого воздуха) производится манометром (поставляемым заводом-изготовителем) не позднее чем через 10 дней после прибытия на площадку (в дальнейшем - ежемесячно в течение срока хранения). Полученные данные сопоставляют с величиной избыточного давления внутри бака перед отправкой трансформатора с завода-изготовителя, которая указывается в технической документации.

При наличии признаков нарушения герметичности необходимо определить место нарушения уплотнений, восстановить герметичность и принять меры к ускорению монтажа трансформатора.

Выполнение проверки герметичности следует оформить протоколом, указав способ и результаты проверки.

Хранение узлов трансформаторов

Маслонаполненные малогабаритные вводы напряжением 110 кВ негерметичной конструкции после прибытия на место монтажа необходимо распаковать и установить вертикально на специальных стойках, обеспечив нормальную работу гидравлического затвора и дыхательного устройства.

Вводы напряжением 110 кВ герметичной конструкции следует хранить в упаковке в горизонтальном положении под навесом, при этом вентили должны быть открыты. Давление во вводе должно контролироваться по манометру; при необходимости следует отрегулировать давление до величины, указанной в разд. 5 настоящей Инструкции.

Радиаторы, прибывшие отдельно, следует хранить под навесом, на деревянных брусьях, с уплотнением обоих фланцев радиаторов заглушками на резиновых прокладках.

Оборудование для охладительного устройства (насосы, маслоохладительные колонки, адсорберы и т.п.) необходимо хранить в закрытом помещении. Тщательно уплотнить все отверстия узлов оборудования охладительного устройства, через которые может проникнуть влага.

Выхлопную трубу (прибывшую отдельно), каретки с катками и прочие узлы, транспортируемые без упаковки, следует хранить установленными на деревянных настилах на открытом воздухе под навесом, исключающим прямое попадание атмосферных осадков.

Реле газовое, реле уровня масла, реле RS-1000, термометры, термометрические сигнализаторы, воздухоосушители, комплектующую аппаратуру, крепеж, маслостойкую резину, вводы напряжением 3-35 кВ и прочие узлы необходимо хранить в заводской упаковке в закрытом сухом помещении.

ПОДГОТОВКА К МОНТАЖУ УЗЛОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ

До начала монтажа необходимо:

а) изучить техническую документацию на трансформатор, присланную заводом-изготовителем;

б) подготовить помещение (монтажную площадку), оборудование, приспособления и инструменты, инвентарь и материалы;

в) подготовить узлы трансформатора.

Подготовка трансформаторного масла и специального оборудования возлагается на предприятие-заказчика.

Если необходимое количество масла и оборудование для его обработки и заливки отсутствуют, приступать к дегерметизации трансформатора запрещается.

Следует подготовить чистые металлические емкости, оборудованные масломерным устройством, пригодные для временного хранения масла, сливаемого из трансформатора, и проверенную систему заливки маслом, состоящую из предварительно очищенного, промытого и испытанного маслопровода с задвижками и кранами и маслонасоса производительностью 2-4 м3/ч для заливки и доливки масла.

Следует подготовить комплект приборов и оборудования, необходимый для испытания трансформатора и его узлов.

Перечень приборов и оборудования устанавливается в соответствии с объемом проверок и испытаний, предусмотренных настоящей инструкцией.

Приборы, применяемые при испытаниях, должны соответствовать действующим правилам Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР.

Необходимо подготовить оборудование и средства, обеспечивающие соблюдение противопожарных требований при монтаже трансформаторов.

.2.2 Документация электромонтажных работ

Для сдачи трансформатора в эксплуатацию необходимо оформить техническую документацию по монтажу. Техническая документация включает в себя акты об условиях хранения трансформатора, о проверке его герметичности, об оценке увлажнения изоляции трансформатора с заключением о допустимости его включения без сушки; акты о выполнении отдельных работ по установке комплектующих узлов трансформатора и сборке системы охлаждения; протоколы по проверке приборов и аппаратуры, по испытаниям трансформаторного масла; протоколы испытаний трансформатора, наладки и проверки защит; протоколы проверок и испытаний комплектующих узлов (вводов, насосов, трансформаторов тока и др.).

Акт подписывают представители участвовавших в монтаже монтажных, наладочных, эксплуатационных организаций, шефперсонал завода-изготовителя (если предусмотрен шефмонтаж). Акт утверждает руководитель эксплуатационной организации. К основному экземпляру акта (передаваемому впоследствии организации по эксплуатации) прилагают все протоколы, перечисленные в акте, и протоколы дополнительных испытаний и измерений.

Одновременно с оформлением сдаточной документации оформляют соответствующие графы формуляра трансформатора, имеющегося в сопроводительной технической документации завода-изготовителя на все трансформаторы мощностью свыше 90 MBА и напряжением 110-750 кВ.

Акт о приёмке в монтаж силового трансформатора приведён в приложении 6.

Документация для ввода в эксплуатацию трансформаторов мощностью 10000 кВА и более напряжением до 35 кВ включительно, а также трансформаторов напряжением 110 кВ без ревизии активной части, приведена в приложении 7.

.3 Расчёт и построение кривой жизни электрооборудования

Причинами отказов в электрической сети в большинстве случаев могут быть повреждения в оборудовании, аппаратуре и конструкциях электросетевых объектов или появление недопустимых режимных параметров в элементах сети, требующее принятия неотложных действий по их устранению.

Случаи повреждения элементов электрической сети, недопустимых отклонений параметров технического (технологического) состояния энергетических установок, а также полных или частичных незапланированных отключений энергоустановок (в т.ч. без повреждения оборудования) и энергоприёмников относятся к технологическим нарушениям, которые в зависимости от тяжести последствий подразделяются на аварии и инциденты. Все технологические нарушения подлежат расследованию и учёту, что позволяет сформировать базу данных по аварийности в электрических сетях за продолжительный срок эксплуатации.

Можно показать, что не все технологические нарушения приводят к случаю отказа. Так, например, при обрыве провода в одной цепи 2-х цепной ВЛ имеет место технологическое нарушение, при этом, если оставшаяся в работе другая цепь линии позволяет передавать необходимую мощность, то случай отказа линии отсутствует. Не будет отказа линии и при допустимом кратковременном отключении одноцепной ВЛ, если, например, она отключилась вследствие удара молнии в линию и успешно была включена действиями АПВ.

В теории надежности, как правило, предполагается внезапный отказ, который характеризуется скачкообразным изменением значений одного или нескольких параметров объекта.

На практике приходится анализировать и другие отказы, к примеру, ресурсный отказ, в результате которого объект приобретает предельное состояние, или эксплуатационный отказ, возникающий по причине нарушения установленных правил или условий эксплуатации. Т.о., отказы можно классифицировать по разным признакам:

Характер изменения выходного параметра объекта до момента возникновения отказа:

внезапные отказы;

постепенные (износные) отказы;

сложные отказы.

Внезапные отказы проявляются в результате резкого, скачкообразного изменения основных параметров системы, связанных с нарушением условий работы, ошибочными действиями персонала и т.д.

При постепенных отказах наблюдается плавное изменение параметров оборудования в результате старения, износа. Постепенные отказы часто проявляются в форме внезапных.

Отказ, который включает особенности двух предыдущих, называется сложным отказом.

Возможность последующего использования объекта после возникновения отказа:

полные отказы;

частичные отказы.

При полном отказе (полной утере работоспособности) оборудование или установку надо выводить из работы в ремонт. При частичном отказе оборудование или установка может какое-то ограниченное время выполнять часть заданных функций.

Связь между отказами объекта:

независимые отказы;

зависимые отказы.

Независимый отказ - отказ, не обусловленный другими отказами или повреждениями объекта.

Зависимый отказ - отказ, обусловленный другими отказами или повреждениями объекта.

Устойчивость состояния неработоспособности:

устойчивые отказы;

самоустраняющиеся отказы;

сбои;

перемежающиеся отказы.

Устойчивые отказы - отказы, которые можно устранить только путем восстановления (ремонта). Отказы, устраняемые без операций восстановления путем регулирования или саморегулирования, относятся к самоустраняющимся.

Сбой - самоустраняющийся отказ или однократный отказ, устраняемый незначительным вмешательством оператора.

Перемежающийся отказ - многократно возникающий самоустраняющийся отказ одного и того же характера.

Наличие внешних проявлений отказа:

явные отказы;

скрытые отказы.

Явный отказ - отказ, обнаруживаемый визуально или штатными методами и средствами контроля и диагностирования при подготовке объекта к применению или в процессе его применения по назначению.

Скрытый отказ - отказ, не обнаруживаемый визуально или штатными методами и средствами контроля и диагностирования, но выявляемый при проведении технического обслуживания или специальными методами диагностики.

Большинство параметрических отказов относятся к категории скрытых.

Причина возникновения отказа:

конструктивные отказы;

производственные отказы;

эксплуатационные отказы;

деградационные отказы.

Конструктивный отказ - отказ, возникший по причине, связанной с несовершенством или нарушением установленных правил и (или) норм проектирования и конструирования.

Производственный отказ - отказ, возникший по причине, связанной с несовершенством или нарушением установленного процесса изготовления или ремонта, выполняемого на ремонтном предприятии.

Эксплуатационный отказ - отказ, возникший по причине, связанной с нарушением установленных правил и (или) условий эксплуатации.

Деградационный отказ - отказ, обусловленный естественным процессом старения, изнашивания, коррозии и усталости при соблюдении всех установленных правил и (или) норм проектирования, изготовления и эксплуатации.

Природа происхождения отказа:

естественные отказы;

искусственные отказы.

Отказы, происходящие без преднамеренной организации их наступления в результате направленных действий человека (или автоматических устройств), относят к категории естественных отказов.

Искусственные отказы вызываются преднамеренно, например, с исследовательскими целями, с целью необходимости прекращения функционирования и т.п.

Время возникновения отказа:

отказы при испытаниях;

приработочные отказы;

отказы периода нормальной эксплуатации;

отказы последнего периода эксплуатации.

Возможность устранения отказа:

устранимые отказы;

неустранимые отказы.

Критичность отказа (уровень прямых и косвенных потерь, трудоемкость восстановления):

критические отказы;

некритические отказы (существенные и несущественные).

Отказом в работе называют отказ, выявившийся в момент выполнения заданной функции, а дефектом - отказ, обнаруженный при наладке, профилактическом осмотре или плановом ремонте.

Элементы ЭСН относятся к восстанавливаемым при отказах. Надежность системы или элемента обеспечивается такими свойствами надежности, как например свойствами безотказности, долговечности, ремонтопригодности, сохраняемости, управляемости, устойчивоспособности, живучести и безопасности.

Безотказность - свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки.

Долговечность - свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта.

Ремонтопригодность - свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем проведения технического обслуживания и ремонта.

Сохраняемость - свойство объекта сохранять в заданных пределах значения параметров, характеризующих способность объекта выполнять требуемые функции, в течение и после хранения и (или) транспортирования.

А при анализе надежности объекта как системы используются следующие свойства характеризующие надежность.

Устойчивоспособность - свойство системы непрерывно сохранять устойчивость в течение некоторого интервала времени.

Устойчивость - способность системы переходить от одного устойчивого режима к другому при различных возмущениях.

Режимная управляемость - это свойство системы обеспечивать включение, отключение и изменение режима работы элементов по заданному алгоритму.

Живучесть - свойство системы противостоять крупным возмущениям режима, не допуская их цепочечного развития и массового отключения потребителей, не предусмотренного алгоритмом работы противоаварийной автоматики.

Безопасность определяется, как свойство объекта не создавать опасности для людей и окружающей среды во всех возможных режимах работы и аварийных ситуациях.

В процессе эксплуатации элементов системы ЭСН в материалах, из которых они изготовлены, вследствие термических и механических воздействий, а также воздействий электромагнитных полей, агрессивной среды, снижения показателей качества электроэнергии накапливаются необратимые изменения, снижающие прочность, нарушающие координацию и взаимодействие частей. Эти изменения в случайные моменты времени могут приводить к отказу элемента.

Особое значение имеют производственные факторы. Влияние этих факторов учитывают отдельно, потому что, во-первых, они не могут быть конкретно учтены при проектировании, и, во-вторых, после отработки конструкции и внедрения ее в производство уровень надежности оборудования полностью определяется стабильностью производства. Кроме того, одно и то же оборудование, изготовленное на разных предприятиях, нередко очень резко отличается друг от друга по качеству.

К конструктивным факторам относят прежде всего:

скорость замыкания и размыкания контактов;

раствор, провал и нажатие контактов;

вибрацию контактов при включении;

трение в элементах подвижных частей;

особенности привода;

особенности дугогасящего устройства и др.

Факторы, определяемые свойствами применяемых материалов - это, в основном, особенности контактных и изоляционных материалов, а также материалов для пружин, термобиметаллических элементов и т.п.

При эксплуатации электрооборудование подвергается разнообразным воздействиям, зависящим от нагрузки, режима и условий работы. По влиянию на характеристики работоспособности оборудования эксплуатационные факторы делят на две группы:

1.      ток и напряжение, род тока, характер нагрузки, частота срабатывания, продолжительность включения и др.;

2.      окружающая температура, влажность воздуха, давление и запыленность воздуха, агрессивные газы, особенности монтажа, внешние вибрации, действия обслуживающего персонала и др.

Возникновению отказов способствуют также следующие часто встречающиеся недостатки при эксплуатации оборудования:

пренебрежение указаниями заводских инструкций по монтажу, регулировке и обслуживанию;

недопустимые замены материалов изношенными.

При рассмотрении показателей надежности любого элемента различают три периода его эксплуатации: I - период приработки; II - период нормальной эксплуатации; III - период интенсивного износа и старения. Эти периоды наглядно нанесены на кривую интенсивности отказов, иногда ее называют кривой жизни технического изделия (см. рисунок 1).

Рисунок 1 - Кривая интенсивности отказов

На кривой интенсивности отказов показаны значения средней долговечности изделия T1 и средней наработки до первого отказа Tср> T1. Средняя наработка до первого отказа Tср обычно значительная и характеризует запас надежности устройства в период нормальной эксплуатации. Обычно T1 ненамного превышает время t2,т. е. соответствует начальному участку периода старения и износа.

Период приработки (0 < t < t1) начинается с выхода нового изделия из цехов завода (t = 0) ихарактеризуется высокой интенсивностью отказов, которая постепенно падает. Эти отказы обусловлены технологическими, производственными или конструкционными недостатками, присущими как самому изделию, так и производству (включая также производство материалов, их хранение и транспортировку).

Отказы, возникающие в период приработки, стремятся исключить путем выявления скрытых дефектов монтажа и изготовления, отбраковкой элементов. Отказы в период приработки подчиняются закону Вейбулла.

Период нормальной эксплуатации ( t1 < t < t2) характеризуется минимальной интенсивностью отказов. В период нормальной эксплуатации происходят внезапные отказы, которые имеют случайный характер (механические повреждения, повреждения вследствие неблагоприятных внешних условий и т.д.). Природа таких отказов обусловлена неожиданной концентрацией нагрузок внутри изделия (или извне).

Подразделение отказов на внезапные и постепенные условно и служит для удобства анализа и количественной оценки протекающих явлений. Основной причиной внезапных отказов является превышение механической прочности элемента.

Регулярность событий в период нормальной эксплуатации не наблюдается. Закон распределения отказов в этот период экспоненциальный.

Период старения и износа (t > t2)характеризуется резким увеличением интенсивности отказов и связан с интенсивным износом и старением, необратимыми физико-химическими процессами в материалах, из которых изготовлены элементы и их части (постепенные отказы).

Закон распределения отказов - либо нормальный, либо логарифмически-нормальный (могут быть и другие случаи).

Т.о., отказ оборудования может произойти в любом из рассматриваемых периодов работы и зависит это от суммарного воздействия той или иной комбинации факторов, основными из которых являются следующие.

Расчёт кривой интенсивности отказов выполнен в Mathcad 14.

.        Пуско-наладочные работы

.1 Наладка и испытания

Программа и методы испытаний силовых трансформаторов и их наиболее важных узлов указываются и нормируются в следующих стандартах: ГОСТ 11677-75, ГОСТ 17500-72, ГОСТ 3484-77, ГОСТ 1516.1-76, ГОСТ 1516.2-76, ГОСТ 8008-75. Правила приемки электротехнических изделий, в том числе и трансформаторов, регламентируются отраслевым стандартом, согласно которому для проверки соответствия трансформаторов требованиям соответствующих стандартов устанавливаются следующие категории испытаний: квалификационные - для изделий, осваиваемых в производстве, приемо-сдаточные, периодические и типовые - для изделий установившегося производства. Кроме этих испытаний в процессе производства трансформаторов производят операционные испытания. Операционным испытаниям подвергают: обмотку, магнитопровод (остов), трансформатор после первой и второй сборок.

Сигнальные контакты газовых реле при первом включении

Принимаем интенсивность отказов базового элемента  

 трансформатора следует пересоединить «на отключение» (обычно они работают «на сигнал»).

Определим tп из уравнения  

Снижение интенсивности отказов

Пробное включение трансформатора на рабочее напряжение допускается не ранее чем через 12 ч после последней доливки его маслом и продолжается не менее 30 мин. Наблюдают за состоянием трансформатора, затем его отключают, после чего включают три-четыре раза подряд для отстройки защит от бросков намагничивающего тока. Трансформаторы с дутьевой циркуляционной системой охлаждения (типа Д, ДЦ, Ц) можно включать с отключенной системой охлаждения. При этом контролируют температуру масла в верхних слоях, которая не должна превышать 75ºС.

После опробования трансформатора на холостом ходу проводится его фазировка, которая заключается в проверке чередования фаз трансформатора и их соответствия фазам питающей сети. При удовлетворительных результатах пробного включения трансформатор может быть включен под нагрузку и сдан в эксплуатацию.

2.2 Объем приемо-сдаточных испытаний


В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторов включает следующие работы

. Определение условий включения трансформаторов.

. Измерение характеристик изоляции.

. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции обмоток вместе с вводами;

б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок (производят в случае осмотра активной части).

. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

. Проверка коэффициента трансформации.

. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

. Измерение тока и потерь холостого хода:

а) при номинальном напряжении;

б) при малом напряжении.

. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы. 9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением.

. Проверка системы охлаждения.

. Проверка состояния силикагеля.

. Газировка трансформаторов.

. Испытание трансформаторного масла.

. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.

. Испытание вводов.

16. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Общие технические требования к трансформаторам и автотрансформаторам определены ГОСТ 11677-75, в котором предусмотрены также программы приемо-сдаточных, типовых и периодических испытаний, проводимых на заводе-изготовителе. Методика испытаний регламентируется ГОСТ 3484-77, ГОСТ 22756-77, ГОСТ 8008-75. При вводе в эксплуатацию маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ•А испытываются по п.п. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14. Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ•А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности, испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по п.п. 1-8, 12, 14. Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформаторов, в процессе которого проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, положение радиаторных кранов и крана на маслопроводе к расширителю, целость маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.

2.3 Определение условий включения трансформаторов


Вопрос о допустимости включения трансформатора без сушки должен решаться по результатам испытаний с учетом условий, в которых находился трансформатор до и во время монтажа. При определении условий включения трансформатора следует руководствоваться инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ 16.800.723-80). Объем проверки состояния изоляции и условия включения без сушки зависит от мощности, напряжения и условий транспортировки трансформаторов.

-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью до 1000 кВ•А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем.

Условия включения без сушки трансформаторов этой группы:

а) уровень масла - в пределах отметок маслоуказателя;

б) значение R60 /R15 не ниже 1.3 при температуре при 10-30 С;

в) характеристика масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2;

г) если условие "а)" не соблюдено, но обмотки трансформатора и переключателей покрыты маслом, или если не выполнены условия "б)" или "в)", но в масле нет следов воды и пробивное напряжение масла ниже, чем требуемое, но не более чем на 5 кВ, дополнительно определяется отношение С2 / C50 или tgδ обмоток в масле, которые должны удовлетворять нормам, приведенным в табл. 3.

Достаточным для включения без сушки является соблюдение одной из следующих комбинаций:

для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А

) "а", "б";

) "б", "г";

) "а", "г";

для остальных трансформаторов 1-й группы

) "а", "б", "в";

) "б", "в", "г";

) "а" "в" "г";

) "а", "б", "г".

Для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А включительно достаточно провести испытание масла только на пробивное напряжение. Кроме того, в масле не должно быть следов воды.

-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью от 1600 кВ•А до 6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем. Условия включения без сушки трансформаторов этой группы те же, что и для трансформаторов 1-й группы. Кроме того, при испытании по п. б) значение R60 должно соответствовать табл. 4.

-я группа. В эту группу входят трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и более, транспортируемые с маслом без расширителя.  Условия включения трансформаторов этой группы без сушки:

а) трансформатор должен быть герметичным;

б) характеристики масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 3;

в) значения R60, С2 /С50 или tgδ, измеренные после заливки маслом, должны удовлетворять нормам табл. 1 или значения R60 и tgδ, приведенные к температуре изоляции при измерении этих характеристик на заводе, не должны отличаться более чем на 30% в сторону ухудшения от значений, указанных в заводском протоколе.

Таблица 1.

Характеристика  изоляции

Мощность  трансформатора,  кВА

Температура обмотки, °С



10

20

30

40

50

60

70

Наименьшее допустимое сопротивление изоляцииR60, Ом










≤ 6300

450

300

200

130

90

60

40


≥ 10000

900

600

400

260

180

120

80

Наибольшее допустимое значение tgδ

≤ 6300

1,2

1,5

2,0

2,5

3,4

4,5

6,0


≥ 10000

0,8

1,0

1,3

1,7

2,3

3,0

4,0

Наибольшее допустимое значение отношенияС2 /C50

≤ 6300

1,1

1,2

1,3

-

-

-

-


≥ 10000

1,05

1,15

1,25






  4-я - 6-я группы. В эти группы входят трансформаторы на напряжение 110 кВ и выше всех мощностей, транспортируемые полностью залитыми маслом (4-я группа), без масла (с автоматической подпиткой азотом, 5-я группа) и частично залитыми маслом (без расширителя, 6-я группа).  Для трансформаторов 4 - 6 групп производятся следующие измерения характеристик изоляции:

. Отбор пробы масла из трансформатора, испытания его в объеме сокращенного анализа, измерение tgδ масла. У трансформаторов 5-й группы производится также отбор пробы остатков масла со дна бака и проверка его пробивного напряжения.

. Определение отношения ΔС/С в начале и конце работ, при которых активная часть соприкасается с воздухом.

. Измерение сопротивления изоляции R60 и tgδ изоляции и определение отношения R60/ R15. При решении вопроса о допустимости включения трансформаторов 4-й - 6-й групп без сушки необходимо руководствоваться "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) и заводскими инструкциями.

Для трансформаторов всех групп до и во время монтажа производится внешний осмотр и проверка наличия пломб на кранах и у пробки для отбора пробы масла, проверка уровня масла в трансформаторе. В соответствии с инструкциями "Транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей" (ОАХ 458.003-70) и "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) трансформаторы в зависимости от группы, к которой они относятся, и от характера отклонений от инструкций должны быть подвергнуты контрольному прогреву, контрольной подсушке или сушке в одном из следующих случаев:

а) при признаках увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор, или нарушении герметичности;

б) если продолжительность хранения на монтаже без масла или без доливки масла превышает время, указанное в инструкциях;

в) если время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает время, указанное в инструкции;

г) если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды или значительное увлажнение изоляции;

д) если индикаторный силикагеля потерял голубой цвет;

е) если измеренные характеристики изоляции не соответствуют нормам табл. 4.

Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

.4 Измерение характеристик изоляции трансформаторов

Для оценки состояния изоляции трансформатора в процессе монтажа перед пуском, после ремонта и в процессе эксплуатации проводятся следующие испытания:

·        измерение сопротивления изоляции обмоток через 60 с после приложения постоянного напряжения (R60’’);

·        определение отношения значений сопротивлений изоляции, измеренных через 60 и 15с после приложения к ним постоянного напряжения (определение коэффициента абсорции Kабс=R60’’/R15’’);

·        измерение угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток при приложении к ним переменного напряжения;

·        измерение изоляционных характеристик масла: пробивного напряжения, угла

·        диэлектрических потерь и влагосодержания масла;

·        определение влагосодержания установленных внутри бака трансформатора образцов твердой изоляции;

·        определение отношения емкостей изоляции обмоток, измеренных при приложении напряжений частоты 2 и 50 Гц (С250);

·        измерение прироста абсорбционной емкости (ΔС/С).

Оценка состояния изоляции производится на основании комплекса испытаний. Значения сопротивления изоляции R60’’ и отношения R60’’/R15’’ позволяют выявить грубые дефекты в изоляции перед включением трансформатора под напряжение, возникшие, например, в результате местных загрязнений, увлажнения или повреждения изоляции. В сочетании с другими показателями эти характеристики позволяют оценить степень увлажнения изоляции.

Рисунок 2

Измерение сопротивления изоляции обмоток производится при температуре не ниже +10ºС мегаомметром класса 1000 В в трансформаторах класса напряжения до 35 кВ и мощностью до 16 МВ·А, и класса 2500 В с пределами измерения 0...10 000 МОм - во всех остальных. При этом за температуру изоляции в масляных трансформаторах принимают температуру масла в верхних слоях, в сухих - температуру окружающего воздуха.  

Измерения сопротивления изоляции для двухобмоточного трансформатора проводятся по следующей схеме: первое измерение между обмоткой ВН и баком при заземленной обмотке НН (сокращенная запись схемы измерения ВН-бак, НН); второе: НН-бак, ВН; третье - ВН + НН-бак (рис. 11, где 1 - мегаомметр; 2 - вводы ВН; 3 - вводы НН; 4 - бак трансформатора).

Допустимые значения сопротивления изоляции R60 коэффициент абсорбции R60 /R15 тангенс угла диэлектрических потерь tgδ и отношения С2 /C50 и ΔС/С регламентируется указанной инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ 1б.800.723-80). Температурный режим при проведении измерений. Характеристики изоляции допускается измерять не ранее, чем через 12 часов после окончания заливки трансформатора маслом.  Характеристики изоляции измеряются при температуре изоляции не ниже 10°С у трансформаторов на напряжение до 150 кВ мощностью до 80 МВ•А и при температуре не менее нижнего значения, указанного в паспорте, у трансформаторов на напряжение выше 150 кВ или мощностью более 80 МВ•А. Для обеспечения указанной температуры трансформатор подвергается нагреву до температуры, превышающей требуемую на 10°С. Характеристики изоляции измеряются на спаде температуры при отклонении ее от требуемого значения не более, чем на 5°С. Температура изоляции определяется до измерения характеристик изоляции. В качестве температуры изоляции трансформатора, не подвергавшегося нагреву, принимается температура верхних слоев масла.

Для трансформаторов на напряжение выше 35 кВ, залитых маслом, в качестве температуры изоляции следует принимать температуру фазы "В" обмотки "ВН", определяемую по ее сопротивлению постоянному току.  При нагреве трансформатора указанное сопротивление измеряется не ранее чем через 60 мин. после отключения нагрева обмотки током или через 30 мин после отключения внешнего нагрева. При определении температуры обмотки по сопротивлению постоянному току рекомендуется температуру обмотки вычислять по формуле


где Rх измеренное сопротивление обмотки при температуре tх; - сопротивление обмотки, измеренное на заводе при температуре t0 (паспортные данные трансформатора).

При определении соотношения ΔС /С трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше в качестве температуры изоляции принимается среднесуточная температура, измеренная термометром (или термопарой) на верхнем ярме магнитопровода непосредственно после измерения ΔС и С.

Перед измерением характеристик изоляции необходимо протереть поверхность вводов трансформаторов. При измерениях во влажную погоду рекомендуется применять экраны. Перед измерением характеристик изоляции измеряют значения Rиз, ΔС и С проводов, соединяющих приборы с трансформатором. Длина проводов должна быть как можно меньше, поэтому приборы нужно располагать по возможности ближе к трансформатору. Характеристики изоляции измеряют по схемам и в последовательности, указанной в табл. 1.

При измерении характеристик обмоток трансформатора R60 tgδ и масла tgδ следует учитывать поправочные коэффициенты табл. 3. При измерении все выводы обмотки одного напряжения соединяются вместе, остальные обмотки и бак трансформатора должны быть заземлены. Измерение сопротивлений R60 и R15. Измерение сопротивлений R60 и R15 проводят перед измерением остальных характеристик трансформатора. Сопротивление изоляции измеряют по схемам табл. 3 мегаомметром на 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм. Измеренное значение R проводов должно быть не меньше верхнего предела измерения мегаомметра. Перед началом измерения все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин., а между отдельными измерениями - не менее, чем на 2 мин. Значения R60 изоляции, измеренные при монтаже (при заводской температуре или приведенные к этой температуре) для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом, должны быть не менее значений; для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше - не менее 70% значения, указанного в паспорте трансформатора. Значения R60, измеренные при температуре t1, на монтаже, приводят к температуре измерения t2 на заводе с помощью коэффициента К2, значения которого приведены в табл. 2

 

где R60 - измеренное значение R601 приведенное к температуре заводских измерений.

Значения коэффициентов для пересчета характеристик обмоток и масла. Таблица 5.

Разность  температур t2-t1, °С

Значения

Разность  температур

Значения


К1

К2

К3


К1

К2

К3

1

1,03

1,04

1,04

20

1,75

2,25

2,25

2

1,06

1,08

1,08

25

2,0

2,75

2,75

3

1,09

1,13

1,13

30

2,3

3,4

3,4

4

1,12

1,17

1,17

35

-

-

4,15

5

1,15

1,22

1,22

40

-

-

5,1

10

1,31

1,5

1,5

45

-

-

6,2

15

1,51

1,84

1,84

50

-

-

7,5


Данные измерений R60 допускается пересчитывать по температуре для трансформаторов мощностью до 80 МВ А и на напряжение до 150 кВ при разности температур не более +10°С, а для трансформаторов большей мощности и на напряжение выше 150 кВ - при разности температур не более +5°С.

Для сухих трансформаторов R60 при температуре 20-30°С должно быть не ниже: при номинальном напряжении трансформатора до 1 кВ - 100 МОм; 6 кВ - 300 МОм; 10 кВ - 500 МОм. Коэффициент абсорбции R60/R15 обмоток для трансформаторов мощностью менее 10000 кВ•А, напряжением до 35 кВ включительно при температуре 10-30°С должен быть не ниже 1,3. Для остальных трансформаторов - соответствовать заводским данным.

Значение коэффициента для разности температур не указанной в таблице определяется умножением коэффициентов, сумма разности температур которых равна рассматриваемой разности (например: коэффициент, соответствующий разнице температур 8°С определяется умножением коэффициентов соответственно для разностей температур 3°С и 5°С.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ. Тангенс угла диэлектрических потерь tgδ обмоток измеряют мостом переменного тока P5026 по перевернутой схеме (см. рис. 12, где Тр - испытательный трансформатор; СN - образцовый конденсатор; Сх - испытываемый объект; G - гальванометр; R3- переменный резистор; R4 - постоянный резистор; С4 - магазин емкостей.) в последовательности согласно табл. 2. Перевернутая (обратная) схема применяется для измерения диэлектрических потерь объектов, имеющих один заземленный электрод. Измерение tgδ на трансформаторах, залитых маслом, можно проводить при напряжении, не превышающем 2/3 заводского испытательного напряжения испытываемой обмотки.

Измерение tgδ при сушке трансформатора без масла допускается производить при напряжении не выше 220 В. Измерения при монтаже значения tgδ изоляции обмоток при температуре заводских испытаний или приведенное к этой температуре, если температура при измерении отличается от заводской, должно быть для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно залитых маслом, не выше значений, для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше - не более 130% паспортного значения.

Рисунок 3. Перевернутая (обратная) схема включения моста переменного тока.

Значения tgδ, приведенные к заводской температуре, не превышающие 1%, следует считать удовлетворительными без сравнения с паспортными значениями. Значения tgδ1, измеренного при температуре t, на монтаже, приводят к температуре измерения tz на заводе с помощью коэффициента К1, значения которого приведены в табл. 2


где tgδ - измеренное значение tgδ1, приведенное к температуре заводских измерений.

Данные измерений tgδ допускается пересчитывать по температуре для трансформаторов мощностью до 80 МВ•А и на напряжение до 150 кВ при разности температур не более +10°С, а для трансформаторов большей мощности и на напряжение выше 150 кВ - при разности температур не более ±5°С.   При измерении характеристик изоляции необходимо учитывать влияние tgδ масла, заливаемого в трансформатор. Если tgδ масла, залитого при монтаже в трансформатор (tgδм2) находится в допустимых ГОСТом пределах, но отличается от заводского значения, фактические значения tgδф и R60 изоляции с учетом влияния tgδ масла определяются по формулам


где tgδиз и R60из - измеренные значения tgδ и R60 изоляции;

К - коэффициент приведения, имеющий приближенное значение 0,45;

tgδм2 - значение tgδ масла, залитого при монтаже, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции на монтаже с помощью коэффициента Кз;

tgδм1- значение tgδ масла, залитого на заводе, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции на заводе о помощью коэффициента Кз (табл. 2)


если температура при измерении tgδ масла ниже температуры при измерении характеристик изоляции; tgδм1’ и tgδм2’ - измеренные значения tgδ масла, залитого соответственно на заводе и при монтаже.  Измерение емкости. Значения С2/С50, измеренные на монтаже для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом, не должны превышать значений, указанных в табл. 4. Для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше, транспортируемых без масла, значения ΔС/С, измеренные по прибытии трансформаторов на место монтажа, не нормируются, но должны использоваться в качестве исходных данных в эксплуатации.   При измерении ΔС и С изоляции трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше в конце монтажа до заливки маслом необходимо учитывать ЬС и С маслонаполненных вводов трансформаторов введением поправок (вычитанием значения, измеренного на не установленном вводе, из значения измеренного на трансформаторе с установленными вводами).  Отношение С2/С50 и ΔС/С измеряются приборами ЕВ-3 или ПКВ-8 по схемам табл. 4. Перед измерением все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин. Измерение емкости трансформаторов производится главным образом для определения влажности обмоток. Оно основано на том, что емкость неувлажненной изоляции при изменении частоты изменяется меньше (или совсем не изменяется), чем емкость увлажненной изоляции.  Емкость изоляции принято измерять при двух частотах: 2 и 50 Гц (ΔС и С). При измерении емкости изоляции на частоте 50 Гц успевает проявиться только геометрическая емкость, одинаковая у сухой и у влажной изоляции. При измерении емкости изоляции на частоте 2 Гц успевает проявиться абсорбционная емкость влажной изоляции, в то время как у сухой изоляции она меньше и заряжается медленно. Температура при измерениях должна быть не ниже +10°С. Отношение С2/С50 для увлажненной изоляции составляет около 2, а для неувлажненной - около 1.

Определение влажности изоляции силовых трансформаторов осуществляется также по приросту емкости за 1 с. При этом методе производится заряд емкости изоляции, а затем разряды: быстрый (закорачиванием сразу после окончания заряда) и медленный (закорачиванием через 1 с после окончания заряда). В первом случае определяется емкость С, во втором случае - прирост емкости за счет абсорбционной емкости, которая успевает проявиться за 1 с у влажного трансформатора, но не успевает проявиться у сухого. У сухого трансформатора ΔС незначительна: и составляет (0,02-:0,08)•С при температуре +10°С, у влажного ΔС>>0,1°С. Обычно эти измерения производят в начале ревизии трансформатора, после подъема выемкой части и в конце ревизии, до погружения керна трансформатора в масло, а также в процессе сушки.

Отношение ΔС/С измеряют для каждой обмотки при соединении с заземленным корпусом свободных обмоток. Перед измерением испытуемую обмотку заземляют на 2-3 мин. Провода, соединяющие прибор с испытуемой обмоткой, должны быть возможно короче. Если значения ΔС и С проводов можно измерить по прибору, вносится поправка вычитанием ΔС и С проводов из результатов измерения полностью собранной схемы с испытываемым трансформатором. Величина отношения ΔС/С, измеренная в конце ревизии, и разность в % между величиной ΔС/С в конце и начале ревизии должны быть в пределах величины приведенных в табл. 6.

Величина ΔС/С увеличивается с повышением температуры. Поэтому, если за время ревизии трансформатора изменилась температура выемкой части и измерение ΔС/С в конце и начале ревизии производились при различных температурах, их необходимо перед сопоставлением привести к одной температуре путем умножения на коэффициент температурного пересчета К, значения которого представлены в табл. 3.

Определение влажности по коэффициенту абсорбции. Коэффициент абсорбции (R60 /R15) для неувлажненной обмотки при температуре 10 - 30 °С лежит в пределах 1,3 - 2,0; для увлажненной - близок к единице. Это различие объясняется разной длительностью заряда абсорбционной емкости у сухой и влажной изоляции.

Значения ДС / С, % при различных температурах. Таблица 3.

Мощность и напряжение  обмотки ВН

Измерения

Температура, °С



10

20

30

40

До 35 кВ включительно

В конце ревизии

13

20

30

45

75

Мощностью менее 10 МВ·А

В конце и начале ревизии

4

6

9

13,5

22


2.5 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Испытание внутренней изоляции трансформатора должно производиться, как правило, на собранных трансформаторах (установлены постоянные вводы, залито масло, крышки трансформатора закрыты на болты).

Перед испытанием производится проверка сопротивления изоляции мегаомметром. Трансформаторное масло для вновь вводимых трансформаторов должно соответствовать нормам. Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается изоляция обмоток трансформатора вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 4. Продолжительность приложения нормативного испытательного напряжения 1 мин. Испытание повышенным напряжением изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно. Испытание сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 8 для аппаратов с облегченной изоляцией.

Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжением, указанным в табл. 4 лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.  Изоляция импортных трансформаторов, которую поставщик испытал напряжением ниже указанного в ГОСТ-18472-82, испытывается напряжением, значение которого устанавливается в каждом случае особо.

Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение 35 кВ аналогичны трансформаторам соответствующего класса. Изоляция линейного вывода обмоток трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, имеющих неполную изоляцию нейтрали (испытательное напряжение 85 и 100 кВ) испытывается только индуктированием, а изоляция нейтрали - приложенным напряжением;

Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается также изоляция доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытания следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1 - 2 кВ. Продолжительность испытания 1 мин. Испытанию подвергается изоляция каждой из обмоток. Все остальные выводы других обмоток, включая выводы расщепленных ветвей обмоток, заземляют вместе с баком трансформатора. Подлежат заземлению и зажимы измерительных обмоток встроенных трансформаторов тока, выводы измерительных обкладок вводов (при наличии их на силовом трансформаторе). Схема испытания представлена на рис.13. Для защиты испытываемой обмотки от случайного чрезмерного повышения напряжения параллельно к ней присоединяется шаровой разрядник с пробивным напряжением, равным 115-120% требуемого испытательного напряжения. Последовательно с разрядником включается токоограничивающее сопротивление, служащее для защиты шаров от оплавления при пробое воздушного промежутка между ними. При производстве испытаний трансформаторов температура изоляции обмоток не должна быть выше 40 С. Контроль величины испытательного напряжения должен производиться на стороне высшего напряжения испытательного трансформатора с помощью электростатического киловольтметра, например типа С-96, С-196. Исключение могут составлять силовые трансформаторы небольшой мощности с номинальным напряжением до 10 кВ включительно. Для них допускается испытательное напряжение измерять вольтметром, включая его на стороне НН испытательного трансформатора. Класс точности низковольтного вольтметра должен быть 0,5. Подъем напряжения при производстве испытаний допускается производить сразу до 50% испытательного, а затем плавно до полного значения со скоростью порядка 1 - 1,5% испытательного напряжения в 1 с. После выдержки в течение требуемого времени (1 мин.) напряжение плавно снижается в течение времени порядка 5 с до значения 25% или менее испытательного, после чего цепь размыкается. Внутренняя изоляция масляного трансформатора считается выдержавшей испытание на электрическую прочность, если при испытании не наблюдалось пробоя или частичных нарушений изоляции, которые определяются по звуку разрядов в баке, выделению газа и дыма и по показаниям приборов (амперметра, вольтметра).

 

Рисунок 4. Схема испытания главной изоляции повышенным напряжением

Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных).

Таблица 4.

Класс  напряжения  обмотки, кВ

Испытательное напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ, для изоляции


нормальной

облегченной

до 0,69 3 6 10 15 20 35 110 150 220 330 500

4,5 16,2 22,5 31,5 40,5 49,5 76,5 180 207 292,5 414 612

2,7 9 14,4 21,6 33,3 45 -


Заводское испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток трансформатора. Таблица 5.

Объект испытания

Испытательное напряжение, кВ, при номинальном напряжении испытываемой обмотки, кВ


до 0,69

3

6

10

15

20

35

Трансформаторы с нормальной изоляцией и вводами на номинальное напряжение

5

18

25

35

45

55

85

Трансформаторы с облегченной изоляцией, в том числе сухие

3

10

16

24

37

-

-


Измеряются междуфазные сопротивления на всех ответвлениях обмоток всех фаз, если для этого не потребуется выемки сердечника. При наличии нулевого провода дополнительно измеряется одно из фазных сопротивлений. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя. Измерением сопротивления постоянному току обмоток силовых трансформаторов выявляются дефекты: в местах соединений ответвлений к обмотке; в местах соединений выводов обмоток к выводам трансформатора; в местах соединения отпаек к переключателю;  в переключателе - в контактах переключателя и его сочленениях; обрывы в обмотках (например, в проводах параллельных ветвей).

Измерения сопротивления постоянному току производятся мостовым методом или методом амперметра-вольтметра (см. рис. 5).

Метод амперметра-вольтметра. Измерения производятся приборами с классом точности 0,5. Пределы измерений приборов должны быть выбраны такими, чтобы отсчеты проводились во второй половине шкалы. Величина тока не должна превышать 20% номинального тока объекта измерения во избежание искажения результатов измерения из-за нагрева. Для исключения ошибок, обусловленных индуктивностью обмоток, сопротивление нужно измерять при полностью установившемся токе.

 

Рисунок 5. Схема измерения сопротивления постоянному току обмоток трансформатора методом амперметра-вольтметра. а - для малых сопротивлений; б - для больших сопротивлений.

При измерениях сопротивления обмотки, обладающей большой индуктивностью, методом амперметра-вольтметра рекомендуется применять схему измерения, позволяющую снизить время установления тока в измерительной цепи временной формировкой тока. Это достигается шунтированием реостата (или части его) в течение нескольких секунд. Сопротивление реостата берут не менее чем в 8 - 10 раз большее, чем сопротивление обмотки.

Мостовой метод. Измерения производятся мостами типа Р333, Р369, MО-70, P329. При измерении сопротивления мостами в цепь питания рекомендуется включать дополнительное сопротивление снижая тем самым постоянную времени цепи, что ведет к уменьшению времени установления тока. В этих случаях для получения необходимого тока должна быть применена аккумуляторная батарея более высокого напряжения. Во избежание повреждения моста, гальванометр включают при установившемся значении тока, а отключают до отключения тока. Сопротивление постоянному току измеряется для всех ответвлений обмоток всех фаз. При наличии выведенной нейтрали измерение производится между фазовым выводом и нулевым. Измеренное линейное значение сопротивления между линейными выводами пересчитывается на фазное по формулам при соединении обмоток трансформатора в звезду

 при соединении обмоток трансформатора в треугольник


где Rф, - приведенное фазовое сопротивление; Rизм - измеренное сопротивление между линейными выводами.

Сопротивления обмоток постоянному току различных фаз на одноименных ответвлениях не должны отличаться друг от друга или от предыдущих (заводских) результатов измерений более чем ±2%. Кроме того, должна соблюдаться одинаковая по фазам закономерность изменения сопротивления постоянному току по ответвлениям в различных положениях переключателя. Этим проверяется правильность подсоединения ответвлений к переключателю и его работы. Особое внимание необходимо обращать на закономерность изменения сопротивления постоянному току по отпайкам в трансформаторах с переключателями под нагрузкой. Нарушения закономерности по фазам и между фазами у трансформаторов с РПН могут иметь место из-за неправильного сочленения валов переключателя и работы его привода, а также из-за неправильного подсоединения отпаек обмоток к переключающему устройству. Результаты измерений сопротивления постоянному току должны сравниваться только при одной и той же температуре.

Пересчет сопротивления на другую температуру производят по формуле


где R1 - сопротивление, измеренное при температуре t1,  R2- сопротивление, приводимое к температуре t2;

К - коэффициент равный 245 для обмоток из алюминия, и 235 - из меди.

За температуру обмотки масляных трансформаторов полностью собранных и залитых маслом принимается установившаяся температура верхних слоев масла. Для сухих трансформаторов и сердечников масляных трансформаторов, вынутых из масла, за температуру обмотки может быть принята температура окружающего воздуха, если трансформатор находился в данных условиях не менее 12 час.

Средние значения фазных сопротивлений обмоток трансформатора постоянному току при t=20°С. Таблица 6.

Мощность, кВ·А

Тип

Напряжение, кВ



0,4

3

6

10

35

110

220

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТМ

0,18

15,0

60,0

100,0

-

-

-

20

ТМ

0,08

6,0

25,0

67,0

-

-

-

25

ТСМ

-

-

33,0

-

-

-

-

30

ТМ

0,25

-

-

40,0

-

-

-

50

ТМ

0,03

2,0

10,0

26,0

-

-

-

50

ТМА

0,025

-

8,75

-

-

-

-

100

ТМ

0,45

0,9

3,6

10,0

-

-

-

180

ТМ

0,008

0,54

1,5

5,1

-

-

-

180

ТМА

0,01

-

1,27

3,6

-

-

-

250

ТМ

-

-

1,54

-

-

-

-

250

ТМА

0,003

-

0,9

4,4

-

-

-

320

ТМ

0,004

0,23

0,8

2,5

-

-

-

320

ТМА

0,003

-

0,6

1,5

-

-

-

400

ТМ

0,02

0,1

-

-

-

-

-

560

ТМ

0,002

-

0,3

0,8

-

-

-

560

ТМА

0,001

-

-

0,8

-

-

-

630

ТМ

-

-

0,7

-

-

-

-

1000

ТМ

0,0008

-

0,17

0,7

-

-

-

1000

TCЗC

0,0006

-

-

0,26

-

-

-

1800

ТМ

0,004

-

-

0,3

-

-

-

3200

ТМ

-

-

0,25

0,16

-

-

-

4000

ТМ

-

-

0,08

0,09

-

-

-

5600

ТМ

-

-

0,03

0,07

-

-

-

10000

ТДМ

-

-

0,017

0,007

-

4,15

-

10000

ТДТ

-

-

-

0,57

0,424

4,40

-

15000

ТДГ

-

0,005

-

-

-

2,9

-

15000

ТДНГ

-

0,004

-

-

-

3,0

-

16000

ТДНГ

-

-

0,015

-

2,1

-

-

31500

ТДНГ

-

-

0,012

1.1

-

-

40000

ТРДЦ

-

-

-

-

-

-

-

40500

ТДГ

-

-

-

-

-

-

-

60000

ТДГ

-

-

-

-

-

-

-

90000

ТДГН

-

-

0,003

-

-

-

0,75

240000

АТЦТГ

-

-

-

0,0048

-

0,145

0,299


.6 Проверка коэффициента трансформации

Коэффициент трансформации силовых трансформаторов определяют для проверки соответствия паспортным данным и правильности подсоединения ответвлений обмоток к переключателю. Проверка производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентом трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

Из предусмотренных ГОСТ-3484-77 методов определения коэффициента трансформации в практике наладочных работ используется метод двух вольтметров. По этому методу к одной из обмоток трансформатора подводится напряжение и двумя вольтметрами одновременно измеряется подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора. Подводимое напряжение не должно превышать номинальное и в то же время должно составлять не менее 1% номинального напряжения. Для трехфазных трансформаторов измерения можно проводить при трехфазном и однофазном возбуждении. При испытаниях трехфазных трансформаторов измеряют линейные напряжения на одноименных зажимах обоих обмоток. Если возможно измерить фазные напряжения, то коэффициент трансформации можно определить по фазным напряжениям одноименных фаз. При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда-треугольник коэффициент трансформации измеряют с поочередным закорачиванием одной из фаз, соединенных в треугольник. Измерения проводятся на свободной паре фаз. Коэффициент трансформации определяется по формулам


где k1ф, k2ф,kЗф фазные коэффициенты трансформации; UАВ, UВС, UАС, Uab, Ubc, Uac - измеренные напряжения на обеих обмотках трансформатора.

Переход к линейному коэффициенту трансформации осуществляется по формуле


При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда с нулевым выводом - треугольник напряжение подводится поочередно к каждой фазе, при этом не нужно закорачивать фазы. В этом случае определяется фазный коэффициент трансформации


Схемы измерения коэффициентов трансформации однофазных трансформаторов и трехфазных с различными схемами соединения обмоток приведены на рис. 15, где а - однофазных; б - трехфазных по трехфазной схеме возбуждения; в - трехфазных с соединением обмоток Υ/ Υ по однофазной схеме возбуждения; г - трехфазных с соединением обмоток Υ/Δ по однофазной схеме возбуждения; д - трехфазных с соединением обмоток Υ/Δ, по однофазной схеме возбуждения. Коэффициент трансформации находят для всех ответвлений обмоток и всех фаз. При испытаниях трехобмоточных трансформаторов достаточно определить коэффициент трансформации для двух пар обмоток.

 

Рисунок 6. Схемы измерения коэффициента трансформации силовых трансформаторов.


.7 Проверка группы соединений трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов

Группа соединения обмоток трансформатора характеризует угловое смещение векторов линейных напряжений обмотки НН относительно векторов линейных напряжений обмотки ВН. Проверка производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.

Проверить группу соединений обмоток трансформатора можно одним из следующих методов: двух вольтметров, фазометра (прямой метод), постоянного тока. Наибольшее распространение получил метод постоянного тока.

Метод постоянного тока. В соответствии с данным методом проверка группы соединения трехфазных трансформаторов производится следующим образом.

К одной паре зажимов обмотки ВН, например к зажимам "А-С", подключают кратковременно источник постоянного тока (аккумулятор) напряжением 2-12 В, а к зажимам обмотки НН "а-в", "в-с", "а-с" поочередно подключают магнитоэлектрический вольтметр (гальванометр) и определяют полярность выводов.

Для определения полярности необходимо произвести девять измерений для трех случаев питания обмотки ВН: "А-В", "В-С", "С-А". При этом надо определить отклонение стрелки прибора, подключенного поочередно к выводам НН: "а-в", "в-с", "с-а" (первая буква указывает, что к ней должен быть присоединен "плюс" батареи или прибора). Отклонение стрелки гальванометра вправо обозначается знаком плюс, влево - минус. Полученные результаты сравнивают с данными, приведенными в табл. 11.  При сборке схемы следует строго следить за тем, чтобы подключение батареи и гальванометра к зажимам трансформатора было выполнено по признакам полярности (см. рис. 7).

Аналогичный метод используется для однофазных трансформаторов, а также для трехфазных - при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении обмоток Δ/Δ, когда соединение в треугольник выполняется вне бака трансформатора. Группу соединений определяют по схеме рис. 17 путем поочередной проверки полярности зажимов "А-Х" и "а-х" магнитоэлектрическим вольтметром (нулевым гальванометром) при подведении к зажимам "А-Х" напряжения постоянного тока 2 - 12 В. Полярность зажимов "А-Х" устанавливают при включении тока. После проверки полярности зажимов "А-Х" вольтметр отсоединяют, не отсоединяя питающего провода, и присоединяют его к зажимам "а-х". Полярность зажимов "а-х" определяют в момент включения и отключения тока. Если полярность зажимов "а-х" при включении тока совпадает с полярностью зажимов "А-Х", а при отключении - противоположна, то трансформатор имеет группу соединения 0, в противном случае - группу соединения б.  Желательно, чтобы гальванометр имел нуль посередине шкалы. Можно пользоваться прибором, имеющим нуль с краю шкалы, но при этом необходимо стрелку сдвинуть с нуля поворотом корректора.

Рисунок 7. Схема проверки группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов методом импульсов постоянного тока.

Рисунок 8. Схема проверки группы соединения обмоток однофазных трансформаторов методом импульсов постоянного тока.

При возникновении сомнения в правильности обозначения зажимов гальванометра, их полярность можно установить, подключив к гальванометру через большое сопротивление элемент батареи. Плюсовым зажимом гальванометра будет тот, при подключении к которому плюса элемента стрелка гальванометра отклонится вправо. При отсутствии на месте измерения сопротивления достаточной величины, гальванометр можно загрубить путем его шунтирования медным проводом диаметром 0.1 - 0.5 мм. Следует иметь в виду, что отсчет отклонения стрелки прибора на выводах НН необходимо производить в момент замыкания выводов обмотки ВН на батарею. В противном случае это приведет к ошибочным данным (в момент размыкания цепи батареи показания прибора на стороне НН будут обратными).

Результаты опыта сводятся в таблицу, в которой отклонение стрелки вправо отмечается знаком плюс (+), влево - знаком минус (-), а отсутствие отклонения - нулем (0). Табл. 7 составлена при условии, что плюсовой вывод источника тока и плюсовой зажим гальванометра подключаются к зажиму, обозначенному в таблице первым. Так, например, при определении отклонения стрелки гальванометра, подключенного к зажимам "с-а", при подаче питания на зажим "А-В" "плюс" гальванометра должен быть подключен к зажиму "с" трансформатора, а "Плюс" источника питания к зажиму "А" трансформатора.

Показания гальванометра при определении группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов

Таблица 7.

Питание  подведено  к зажимам

Отклонение стрелки гальванометра, присоединенного к зажимам


аb

са

аb

bc

са

аb

са


для группы 0

для группы 4

для группы 8

АВ

+

-

-

-

-

+

-

+

-

ВС

-

+

-

+

-

-

-

-

+

СА

-

-

+

-

+

-

+

-

-


для группы 6

для группы 10

для группы 2

АВ

-

+

+

+

+

-

+

-

+

ВС

+

-

+

-

+

+

+

+

-

СА

+

+

-

+

-

+

-

+

+


для группы 11

для группы 3

для группы 7

АВ

+

0

-

0

-

+

-

+

0

ВС


+

0

+

0

-

0

-

+

СА

0

-

+

-

+

0

+

0

-


для группы 1

для группы 5

для группы 9

АВ

+

-

0

-

0

+

0

+

-

ВС

0

+

-

+

-

0

-

0

+

СА

-

0

+

0

+

-

+

-

0


Прямой метод (фазометром). Последовательную обмотку однофазного фазометра через реостат подключают к зажимам одной из обмоток, а параллельную обмотку - к одноименным зажимам другой обмотки испытываемого трансформатора К одной из обмоток трансформатора подводят напряжение, достаточное для нормальной работы фазометра. По измеренному углу определяют группу соединений обмоток. При определении группы соединений трехфазных трансформаторов проводят не менее двух измерений (для двух пар соответствующих линейных зажимов трансформатора). Схема проверки представлена на рис.18. Метод двух вольтметров. При проверке группы соединения этим методом соединяют зажимы "А" и "а" испытываемого трансформатора подводят к одной из обмоток напряжение и измеряют последовательно напряжения между зажимами "Х-х" при испытании однофазных трансформаторов и между зажимами "в-В", "в-с" и "с-В" при испытании трехфазных трансформаторов. Измеренные напряжения (см. рис. 19) сравнивают с вычисленными по формулам табл. 8.

.8 Измерение тока и потерь холостого хода

В соответствии с требованиями ПУЭ производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется;

 

Рисунок 9. Схема проверки группы соединения обмоток силового трансформатора методом фазометра

Рисунок 10. Схемы проверки группы соединения обмоток силовых трансформаторов методом двух вольтметров.

Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения). Опытом холостого хода трансформатора называется включение одной из его обмоток (обычно низкого напряжения) под номинальное напряжение. Потребляемый при этом ток называют током холостого хода Iхх (обычно выражают в % от Iном).

Векторные диаграммы и расчетные формулы для определения группы соединения силовых трансформаторов. Таблица 8.

Группа  соединения

Угловое смещение  ЭДС, 0

Возможное соединение обмоток и векторная диаграмма линейных ЭДС

Ub-B(Ux-X)

Ub-C

Uc-B




Номер формулы

0

0

ΥΥ; ΔΔ; ΔΖ

1

2

2

1

30

ΥΔ; ΥΔ; ΔΖ

3

3

4

11

330

ΥΔ; ΔΥ; ΥΖ

3

4

3


Примечание: Формулы табл. 12


где U2 > и Кл соответственно линейное напряжение на зажимах обмотки низшего напряжения и линейный коэффициент трансформации.


Потребляемую при этом активную мощность называют потерями холостого хода Рхх (кВт). Эта мощность расходуется, в основном, на перемагничивание электротехнической стали (потери на гистерезисе) и на вихревые токи. Ток и потери холостого хода являются паспортными данными силовых трансформаторов.

Потери холостого хода трансформаторов Рхх, измеренные при нормальной частоте и весьма малом возбуждении (порядка нескольких процентов от номинального напряжения трансформатора), можно пересчитать к потерям холостого хода при номинальном напряжении по формуле


где Р’хх= Ризм - Рпр потери, измеренные при подводимом при измерении напряжении (возбуждении) U;

Рпр и Ризм - соответственно мощность, потребляемая приборами и суммарные потери в трансформаторе и приборах. - показатель степени, равный для горячекатаной стали 1,8; для холоднокатаной стали - 1,9.

Заводы-изготовители производят измерения потерь холостого хода при номинальном напряжении и при малом (обычно 380 В) напряжении. Измерение потерь холостого хода может быть произведено также при напряжении, равном 5 - 10% номинального. Отличие полученных значений потерь от заводских данных должно быть не более 10% для однофазных и не более 5% для трехфазных. Измерение потерь холостого хода производится при напряжении и по схемам, указанным в протоколе испытания завода-изготовителя. Если завод-изготовитель производил измерения потерь холостого хода только при номинальном напряжении трансформатора, то следует измерение потерь холостого хода произвести при напряжении 380 В и выполнить пересчет их к номинальному напряжению по формуле, указанной выше. В дальнейшем измерение потерь холостого хода следует производить при напряжениях 380 В. У исправных трехфазных трехстержневых трансформаторов соотношение потерь, как правило, не отличается от соотношений, полученных на заводе-изготовителе, более чем на 5%. Для трансформаторов, имеющих переключающее устройство с токоограничивающим реактором, дополнительно производится опыт холостого хода на промежуточном положении "Мост". Измерение потерь холостого хода при напряжении 380 В следует производить до измерения сопротивления обмоток постоянному току и прогрева трансформатора постоянным током. При измерении потерь и тока холостого хода следует применять измерительные приборы класса точности 0,5. Для измерений могут использоваться переносные измерительные комплекты типа К-50 (К-51).

При измерении потерь и тока холостого хода при номинальном напряжении обмоток выше 0,4 кВ рекомендуется применять измерительные трансформаторы класса точности 0,2. Потери холостого хода трехфазных трехстержневых трансформаторов измеряют при трехфазном или однофазном возбуждении. При трехфазном возбуждении измерения производят двумя однофазными ваттметрами или одним трехфазным ваттметром (см. рис. 20). Измеренные потери определяются как алгебраическая сумма потерь, измеренных каждым ваттметром. Потери в трансформаторе определяют как разность измеренных суммарных потерь и потерь в приборах (см. рис. 21), поскольку потери в приборах могут быть соизмеримы с потерями холостого хода.

 

Рисунок 11. Схемы включения приборов при проведении опыта холостого хода силовых трансформаторов, для однофазных трансформаторов

Ток холостого хода трансформатора определяют как среднеарифметическое значение токов трех фаз. При измерении потерь холостого хода при однофазном возбуждении напряжением 380 В проводят три опыта с приведением трехфазного трансформатора к однофазному путем поочередного замыкания накоротко одной из его фаз и возбуждении двух других фаз. Первый опыт - замыкают накоротко обмотку фазы А, возбуждают фазы В и С трансформатора и измеряют потери.  Второй опыт - замыкают накоротко обмотку фазы В, возбуждают фазы А и С трансформатора и измеряют потери.

Рисунок 12. Схемы измерения потерь холостого хода в трехфазных трансформаторов. а - для измерения суммарных потерь; б - для измерения потерь в приборах.

 

Соединение первичной обмотки в треугольник

 

Соединение первичной обмотки в звезду с выведенной нулевой точкой

Группа соединения Υ0/Δ.

Рисунок 13.а. Схемы возбуждения трехфазных трансформаторов

Третий опыт - замыкают накоротко обмотку фазы С, возбуждают фазы А и В трансформатора и измеряют потери.

  

Группа соединения Y/Δ

 

Группа соединения Υ/Υ

Рисунок 13.б. Схемы однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов

Обмотки любой фазы замыкают накоротко на соответствующих выводах одной из обмоток трансформатора. Схемы однофазного возбуждения трехфазного трансформатора для измерения потерь при малом напряжении для различных групп соединений приведены на рис. 22.  Потери в трансформаторе при напряжении U’


где U’ - приложенное напряжение при замерах потерь холостого хода;  P’0АВ, Р’0ВС, Р’0АС - потери, определенные при указанных выше опытах (за вычетом потерь в приборах) при одинаковом значении подводимого напряжения.

Приведенные к номинальному напряжению потери трансформатора измеренные при некотором малом напряжении U’ определяются

 

где n - зависит от сорта трансформаторной стали: для горячекатаной 1,8; для холоднокатаной 1,9.

При отсутствии дефектов и одинаковых значениях подведенного напряжения, приближенные соотношения между значениями фазовых потерь будут следующими:

при соединении возбуждаемой обмотки в звезду (с доступной нейтралью) или треугольник потери, измеренные при подведении питания к выводам обмоток фазы "А" и "С" практически одинаковы и, как правило, не менее чем на 25% больше потерь, измеренных при подведении питания к выводам обмотки средней фазы "В";

при соединении возбуждаемой обмотки в звезду без доступной нейтрали потери, измеренные при подведении питания к выводам "АВ" и "ВС", практически одинаковы, а потери, измеренные при подведении питания к выводам "АС" на 25% больше потерь, измеренных при подведении питания к выводам "АВ" и "ВС". Необходимо иметь ввиду, что если измеряют потери у нескольких одинаковых трансформаторов (одинаковая трансформаторная сталь и одинаковая величина подводимого напряжения), то у сравниваемых трансформаторов одинаковым значениям потерь холостого хода при номинальном напряжении (указанным заводом-изготовителем), должны соответствовать приблизительно одинаковые значения потерь при малом напряжении.

.9 Приёмо-сдаточная документация

Для сдачи трансформатора в эксплуатацию необходимо оформить:

) комплект технической документации завода-изготовителя, на основании которой был выполнен монтаж;

) акт о приемке фундамента трансформатора под монтаж;

) акт о приемке силового трансформатора в монтаж;

) протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части;

) протокол ревизии трансформатора (если она производилась);

) протокол измерений характеристик изоляции;

) протокол сушки трансформатора (если она производилась);

) протокол испытания и промывки охлаждающих устройств трансформатора (радиаторов, системы маслоохлаждения "ДЦ");

) протокол анализа физико-химических свойств трансформаторного масла;

) протоколы проверки в лаборатории газового реле, реле уровня масла, термометрических сигнализаторов (термометров) и всех измерительных приборов;

) протоколы испытаний вводов (маслонаполненных и др.) и защитных устройств;

) протоколы испытания трансформатора;

) протокол испытания на плотность полностью смонтированного трансформатора давлением столба масла.

Указанная выше документация обеспечивается:

монтажным управлением - документы 1, 2, 7, 8, 13;

наладочной организацией - документы 11, 12;

монтажной и наладочной организациями - документы 3, 4, 5, 6;

предприятием-заказчиком - документы 9, 10.

Протокол испытаний трансформатора и протокол фазировки приведён в приложении 8.

.       
Эксплуатация электрооборудования

.1 Обслуживание электрооборудования

Техническое обслуживание (ТО) включает регулярные осмотры электрического и элeктpoмexaничecкoгo оборудования в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя, проводимые по графику. В состав ТО входят также ремонты оборудования. Поскольку ТО проводится на неработающем оборудовании, то графики ТО должны быть согласованы с графиками работы основного технологическое оборудования.

Электрическое и электромеханическое оборудование делится на основное и вспомогательное.

Основное оборудование - оборудование, без которого невозможно проведение нормального технологического процесса по выпуску продукции.

Вспомогательное оборудование - электрическое и электромеханическое оборудование, служащее для улучшения условий труда и повышения его производительности а также для соблюдения экологических или иных нормативов производства. Его отказ не приводит к перерывам в основном технологическом процессе.

Основная цель ТО заключается в обеспечении надежной работы, исключающей поломки и отказы оборудования.

Однако аварии могут происходить и вследствие нарушения стандартов качества электрической энергии, содержащихся в ГОСТ 13109 - 97. Аварии и отказы приводят к материальным и экономическим затратам.

Поэтому выявление причин отказов и аварий также является задачей эксплуатации.

Для этого необходимо проводить мониторинг качества электроэнергии, чтобы энергоснабжающие компании несли свою долю ответственности.

Стоимость ТО входит в себестоимость готовой продукции.

Существуют три системы ТО:

·        практически без обслуживания;

·        планово-предупредительная система обслуживания и ремонтов (ППР);

·        обслуживание с ремонтами по мере необходимости.

Первый вид ТО применяется к вспомогательному электрооборудованию типа освещения, вентиляции и электронагревательных устройств. Стоимость такого оборудования невелика, что позволяет проводить в случае надобности его замену.

Второй вид ТО является основным и применяется для основного и большей части вспомогательного оборудования. ППР предусматривает плановые осмотры и ремонты оборудования.

Недостатком ППР является возможность отправки в ремонт исправного оборудования, поскольку оценка его износа осуществляется косвенным путём по количественным показателям. Так, для коммутационных аппаратов критерием износа служит число отключений (включений) без учета токов отключения, которые и определяют их износ. Для электрических машин и трансформаторов критерием является время работы без учета реальной нагрузки и т. д.

Третий вид ТО обеспечивает необходимый уровень надежности работы оборудования. ТО требует мониторинга режимов работы оборудования, а также контроля условий окружающей среды. Мониторинг осуществляется с помощью системы датчиков, сигналы от которых передаются на микропроцессоры и далее на ЭВМ пункта управления. Последняя с помощью математических моделей надежности обрабатывает полученную информацию и выдает данные по уровню надежности и необходимости ремонта оборудования. Достоинством этого вида ТО является выведение из эксплуатации оборудования, ремонт которого объективно необходим.

Контроль режима работы.

Периодический контроль осуществляется путем проверки нагрузки, уровня напряжения и температуры масла с помощью измерительных приборов. Результаты фиксируются в суточной ведомости: на электростанциях и подстанциях измерения производятся с периодичностью в один-два часа; на подстанциях без дежурного персонала - при каждом посещении объекта оперативным персоналом или методом телеизмерений.

Визуальный контроль состояния трансформатора

Все трансформаторы подвергаются периодическому внешнему осмотру.

Плановые осмотры главных трансформаторов электростанций и подстанций, трансформаторов в зоне загрязнения производятся не реже одного раза в сутки, с постоянным дежурством оперативного персонала и не реже одного раза в месяц без постоянного дежурства; остальные трансформаторы должны осматриваться не реже одного раза в неделю и одного раза в шесть месяцев на трансформаторных пунктах.

При плановом осмотре проверяются:

·        состояние внешней изоляции - вводов трансформатора, разрядников и опорных изоляторов (целостность фарфора, степень загрязнения поверхности);

·        целостность мембраны выхлопной трубы;

·        состояние доступных уплотнений фланцевых соединений;

·        отсутствие течи масла;

·        состояние доступных для наблюдения контактных соединений.

По маслоуказателям определяют уровень масла в баке трансформатора и расширителе, а также обращают внимание на цвет масла. Потемнение масла может свидетельствовать, например, о термическом разложении вследствие повышенного нагрева. Через смотровое стекло осматривается индикаторный силикагель в воздухоосушителях бака трансформатора и вводов. Изменение цвета от голубого до розового свидетельствует об увлажнении сорбента и необходимости перезарядки воздухоосушителя.

Показателем состояния трансформатора может служить характер издаваемого им шума (при остановленных вентиляторах), потрескивание или щелчки, которые могут быть связаны с разрядами в баке (например, из-за обрыва заземления активной части).

Осмотры трансформатора следует проводить в светлое время суток. В темноте выявляются дефекты, сами являющиеся источниками свечения: нагрев контактов, коронные разряды по поверхности изоляции и др.

Внеочередные осмотры производятся при экстремальных атмосферных условиях: резкое снижение температуры, ураган, сильный снегопад, гололед. Проверяются уровень масла, состояние вводов, системы охлаждения.

Внеочередные осмотры проводятся после короткого замыкания обмоток (КЗ) или при появлении сигнала газового реле. В первом случае проверяется состояние токоведущих цепей, а также изоляторов, перенесших воздействие динамических нагрузок, во втором - состояние газового реле и его цепей.

Устройства релейной защиты, автоматики и сигнализации. Должны реагировать на две группы событий: повреждение трансформатора и аварийные режимы работы.

К повреждениям, вызывающим срабатывание релейной защиты, относятся межфазные и однофазные замыкания в обмотках и на выводах, витковые замыкания в обмотках, частичный пробой изоляции вводов, а также повреждения, связанные с выделением газа и повышением давления в баке трансформатора и регулировочного устройства.

К аварийным режимам, на которые должны реагировать защиты трансформаторов, относятся появление сверхтоков, обусловленных внешними КЗ либо перегрузками, а также понижение уровня масла. Устройства релейной защиты устанавливаются в том же помещении, в котором находится щит управления, на специальных панелях.

·        дифференциальная защита. Является защитой мощных трансформаторов от внутренних повреждений; работает при КЗ внутри зоны, ограниченной двумя комплектами трансформаторов тока (принцип действия основан на сравнении значений и направления токов);

·        токовая отсечка без выдержки времени. Устанавливается на трансформаторах небольшой мощности; является самой простой быстродействующей защитой от внутренних повреждений;

·        защита от сверхтоков внешних КЗ (наиболее простой защитой этого вида является максимальная токовая защита);

·        защита от перегрузки. Выполняется с действием на сигнал и состоит из реле тока и реле времени.

Широкое распространение получила газовая защита. Внутренние повреждения трансформатора сопровождаются разложением масла и других изоляционных материалов с образованием летучих газов. Газы поднимаются и попадают в расширитель через газовое реле, установленное на маслопроводе, соединяющем расширитель с баком.

.2 Персонал. Его обязанности

Персонал электротехнический - Административно-технический, оперативный, оперативно-ремонтный, ремонтный персонал, организующий и осуществляющий монтаж, наладку, техническое обслуживание, ремонт, управление режимом работы электроустановок.

Подготовленный электротехнический персонал должен осуществлять эксплуатацию электроустановок.

Электротехнический персонал предприятий подразделяется на административно-технический, оперативный, ремонтный и оперативно-ремонтный.

Административно-технический персонал организует оперативные переключения, ремонтные, монтажные и наладочные работы в электроустановках, и принимает в этих работах непосредственное участие. Административно-технический персонал имеет права оперативного, ремонтного или оперативно-ремонтного персонала.

Оперативный персонал осуществляет оперативное управление электрохозяйством предприятия, цеха, а также оперативное обслуживание электроустановок. К оперативному обслуживанию относится осмотр и техническое обслуживание электроустановок, проведение оперативных переключений, подготовка рабочего места, допуск к работам и надзор за работающими.

Ремонтный персонал выполняет все виды работ по ремонту, реконструкции и монтажу электрооборудования. К категории ремонтного относится персонал специализированных служб - испытательных лабораторий, служб автоматики и контрольно-измерительных приборов, в обязанности которого входит проведение испытаний, измерений, наладка и регулировка электроаппаратуры и т.д.

Оперативно-ремонтный, это персонал производственных цехов и участков, специально обученный и подготовленный для выполнения оперативных работ на закреплённых за ним электроустановках.

Работники из электротехнического персонала, не достигшие 18- летнего возраста, к работе в электроустановках не допускаются.

Практикантам из институтов, техникумов, профессионально-технических училищ, не достигшим 18-летнего возраста, разрешается пребывание в действующих электроустановках под постоянным надзором лица из электротехнического персонала с группой по электробезопасности не ниже III в установках напряжением до 1000 В и не ниже IV в установках напряжением выше 1000 В. Допускать к самостоятельной работе практикантов, не достигших 18-летнего возраста, и присваивать им группу по электробезопасности III и выше запрещается.

Основными обязанностями работников энергетических предприятий, обслуживающих электрические объекты, являются: обеспечение бесперебойного энергоснабжения потребителей, надежной работы оборудования и сетей; поддержание необходимых частоты напряжения электрического тока; обеспечение максимальной экономичности работы энергопредприятия по рациональному расходованию энергоресурсов, эффективности производства, передаче и распределению энергии.

Для поддержания энергооборудования в исправном техническом состоянии разработаны и применяются системы плановых ремонтов, так как в процессе эксплуатации электрическое оборудование изнашивается и устаревает.

.       
Ремонт силовых трансформаторов

.1 Общая часть

Износ электрооборудования по своему характеру и причинам, вызывающим его, условно разделяют на механический, электрический и моральный.

Механическому износу под действием трения или в результате корродирования подвергаются подвижные части и детали электрооборудования (контакты аппаратов, детали механизма привода и т. п.).

Потеря электроизоляционных свойств деталями в результате воздействия на изоляцию повышенных температур при перегрузках или чрезмерно длительной работы электрооборудования влечет за собой выход из строя частей аппаратов (катушек, обмоток, изолирующих деталей и т. д.) из-за пробоя изоляции и витковых замыканий.

При нормальной эксплуатации электрооборудование распределительных устройств и подстанций может работать много лет. За это время исправное электрооборудование может "устареть" и его дальнейшая эксплуатация становится нецелесообразной, так как появляется новое, более совершенное и экономичное аналогичное оборудование.

Преждевременный износ отдельных частей и деталей электрооборудования, как правило, является следствием неудовлетворительного обслуживания или плохо проведенного ремонта. Это может создать аварийную ситуацию в электрической сети или привести к выходу электрооборудования из строя. Поэтому предупреждение преждевременного износа и обеспечение рабочего состояния оборудования является одной из основных задач технического обслуживания электрооборудования.

Поддержание энергетического оборудования на предприятиях в должном техническом состоянии осуществляется путем планомерно проводимых технических и организационных мероприятий профилактического характера, т. е. системой планово-предупредительного ремонта (ППР).

Системой ППР в зависимости от режимов работы электрооборудования и условий его эксплуатации устанавливается чередование, периодичность и объемы технических обслуживании и ремонтов электрооборудования с учетом обеспечения бесперебойной работы предприятия и безопасного ведения работ. Планово-предупредительный ремонт включает в себя работы по уходу, межремонтному обслуживанию и проведению текущих и капитальных ремонтов электрооборудования.

Проведение ремонтов электрооборудования, предусмотренных системой ППР, обеспечивает снижение издержек на его содержание, уменьшает количество и время простоев, число аварий, повышает надежность работы и качество ремонта.

Организация ремонта и обслуживание оборудования на предприятии может проводиться централизованно и децентрализованно.

Централизованная система характеризуется тем, что ремонт электрооборудования выполняется специализированными ремонтными службами, а обслуживание и мелкий ремонт находящегося в эксплуатации электрооборудования выполняет персонал, подчиненный соответствующему производственному подразделению (службе, участку).

При децентрализованной системе отсутствуют специализированные ремонтные службы и все ремонтные работы, такие, как уход, мелкий ремонт и обслуживание оборудования выполняются персоналом мастерских, служб, бригад непосредственного производственного участка.

Централизованная система проведения ремонтов обеспечивает наилучшее техническое и наиболее экономичное обслуживание и ремонт оборудования. Единое руководство всеми работами делает эту систему более гибкой, а выполнение работ - более квалифицированным.

Текущий ремонт осуществляется для обеспечения работоспособности и надежности оборудования до следующего планового ремонта. При этом виде ремонта должны проводиться работы по осмотру электрооборудования, очистке, уплотнению, регулировке и ремонту отдельных блоков и деталей с устранением дефектов, возникших в процессе эксплуатации. Во время выполнения текущих ремонтов производят различные профилактические испытания, а также измерения с целью выявления и своевременного устранения имеющихся неисправностей оборудования, приборов и аппаратов.

Средний ремонт аппаратов и оборудования осуществляется с целью восстановления ресурса блоков, деталей, частей оборудования, срок службы которых меньше периода между двумя последовательно проводимыми капитальными ремонтами. При этом виде ремонта кроме разборки отдельных блоков, частей оборудования для осмотра и чистки деталей, а также устранения обнаруженных дефектов ремонтируются или заменяются быстро изнашивающиеся детали и блоки.

Капитальный ремонт необходим для восстановления исправности основных (базисных) частей и деталей электрооборудования и обеспечения их надежной и экономичной работы в межремонтный период. При этом виде ремонта электрооборудование разбирают, осматривают, проверяют, измеряют, устраняют обнаруженные дефекты, восстанавливают и заменяют изношенные блоки и детали, после чего испытывают и регулируют.

При проведении капитального ремонта отдельные узлы электрооборудования модернизируют с учетом современных достижений науки и техники.

Периодичность капитального и среднего ремонтов и длительность простоев на ремонте для отдельных видов основного оборудования устанавливаются в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей" Министерства энергетики и электрификации РФ. Этими правилами, в частности, предусматриваются следующие сроки проведения ремонтов основного оборудования подстанций и распределительных устройств.

Для главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд и реакторов:

а) текущие ремонты - не реже чем один раз в 2 года;

б) капитальные ремонты - первый - не позже чем через 8 лет после начала эксплуатации, последующие - по мере необходимости в зависимости от состояния трансформаторов и реакторов;

Для всех остальных трансформаторов:

а) текущие ремонты - по мере необходимости, но не реже чем один раз в 4 года;

б) капитальный ремонт - по результатам испытаний и состоянию трансформаторов.

Для оборудования распределительных устройств:

а) текущие ремонты - по мере необходимости в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия;

б) капитальные ремонты масляных выключателей - один раз в 6 - 8 лет, выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей - один раз в 4 - 8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей), воздушных выключателей - один раз в 4 - 6 лет, отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов - один раз в 2 - 3 года, разъединителей внутренней установки, требующих снятия напряжения с шин или перевода с одной системы шин на другую - по мере необходимости, другого оборудования (трансформаторов тока, напряжения и т. д.) - по мере необходимости или результатам профилактических испытаний и осмотров. Изменение периодичности ремонтов допускается с разрешения вышестоящих организаций при соответствующем техническом обосновании в зависимости от состояния оборудования.

Схема ремонта трансформаторов представлена на рис. 14. Поскольку трансформаторы разнообразны по конструктивному исполнению, используется индивидуальный метод ремонта.

Особенностью цеха является наличие масляного хозяйства и работы по подготовке масла. Масло либо восстанавливают, либо заменяют на новое. Масло является горючим материалом, поэтому необходимо применять меры пожарной безопасности.

Ремонт трансформатора, связанный со вскрытием бака и разборкой трансформатора, является капитальным. Это объясняется тем, что после вскрытия трансформатора необходима обработка масла, замена сорбентов и уплотнений, сушка активной части, контрольные испытания и ряд других.

Рис. 14

Ремонт блоков и отдельных деталей оборудования и сооружений проводится в мастерских энергопредприятий или на ремонтных площадках в производственных помещениях.

Мастерские и площадки должны быть оборудованы всеми необходимыми механизмами, станочным парком, приспособлениями и инструментом и соответствовать принятым санитарным требованиям.

Для успешного проведения ремонта электрооборудования предприятия оснащаются стационарными и передвижными подъемно-транспортными средствами, такелажными приспособлениями, инструментом и средствами малой механизации, а также обеспечиваются запасными частями, запасом материалов и обменным фондом арматуры, блоков и оборудования в соответствии с действующими нормами.

На основании периодичности капитального и текущего ремонтов электрооборудования, а также длительности простоев при ремонтах составляются годовые планы капитальных и средних ремонтов основного оборудования. Месячные графики капитальных, средних и текущих ремонтов электрооборудования составляются и утверждаются на основе годовых планов ремонтов.

До начала работ по капитальному и среднему ремонтам оборудования составляются ведомости объема работ и смета, календарный график и проект организации ремонтных работ, необходимая ремонтная документация. В этот же период проводятся экспресс-испытания оборудования для получения данных, необходимых для анализа работы, и определения состояния отдельных элементов оборудования. Если в период проведения ремонта предусматривается реконструкция или модернизация оборудования, то до начала работ составляется и утверждается техническая документация на эти работы. До начала работ выполняются мероприятия по организации связи, принимаются противопожарные меры, комплектуются и инструктируются ремонтные бригады всех участвующих в ремонте; и испытаниях служб.

Большую роль в организации досрочного выполнения при хорошем качестве ремонтных работ играют научная организация труда (НОТ). Основой НОТ при ремонте электрооборудования в распределительных устройствах и подстанциях является разработка линейных и сетевых графиков выполнения работ, рациональная расстановка ремонтного персонала по специализации, внедрение передовых приемов и методов работ, высокий уровень организации труда, подготовка и повышение квалификации кадров по ремонту электрооборудования, усовершенствованное материально-техническое обеспечение и ряд других технических и организационных мероприятий.

Наилучшей организации ремонтных работ при централизованном обеспечении материалами, приспособлениями и механизмами можно добиться при использовании предварительно составленного сетевого графика.

Сетевой график ремонта электрооборудования может быть общим и локальным. Общий сетевой график предусматривает все виды работ по ремонту определенного комплекса электрооборудования, например, электрооборудования всей подстанции, а локальный определяет ремонт части подстанции, например ремонт расприделительного устройства с включением работ по ремонту строительной части, кровли, вентиляции и т. д.

Сетевой график позволяет устанавливать взаимосвязь планируемых работ и получаемых результатов, более точно рассчитывать план, своевременно осуществлять его корректировку.

Сетевое планирование проводится в результате анализа многих факторов и предусматривает определенную очередность производства ремонтных работ:

Рис. 15. Сетевой график ремонта электрооборудования

расчленение всего комплекса работ на отдельные последовательные этапы, каждый из которых выполняет бригада в соответствии с ведомственными нормативами затрат труда;

выявление и описание всех событий (результат работы, необходимый для начала другой работы);

определение всех работ с учетом нормативов времени и фактических затрат времени, необходимого для достижения конечного результата ремонта;

построение сетевого графика;

определение времени выполнения каждой работы по графику на основе системы оценок;

расчет критического пути, т. е. пути наиболее продолжительного времени выполнения всей работы;

определение резервов времени;

анализ и оптимизация графика и разработка мероприятий по сокращению времени критического пути;

управление ходом работ с помощью сетевого графика.

Сетевой график (рис. 15), таким образом, представляет собой схему выполнения отдельных операций и элементов работ по ремонту оборудования, а также взаимных связей между ними, порядка, технологической последовательности выполнения и контроля за выполнением работ. На нем наносят работы и события. Каждое событие характеризует завершение или начало работы, а работа означает действие, которое нужно совершить, чтобы перейти от предшествующего события к последующему. Работа на графике обозначается стрелкой, показывающей связь между событиями, изображенными кружками.

Работа должна быть конкретной, четко описанной и иметь ответственного исполнителя; продолжительность ее определяется в часах или днях.

Важный элемент разработки сетевого графика - определение продолжительности критического пути. На графике пути представлены линиями, образуемыми стрелками взаимосвязанных работ концы которых указывают на начальные и конечные события.

Так, на рис. 15, событие 1 является началом работ А-10 и Б-8, а события 2 и 7- результатами этих работ. В свою очередь, события 2 и 7, будучи результатом предыдущих работ А-10 и Б-8, являются началом работ К-17, С-20 и Д-16 и т. д. При составлении графика стрелки должны идти слева направо, номер события выхода работы должен быть меньше номера события, куда она входит. В сетевых графиках различают входные и выходные работы. На графике для события 2 работа Б-8 будет входной, а Д-16 и С-20 - выходными. Буквы над стрелками указывают индекс работы, а цифры - продолжительность работы.

В сетевом графике ремонта четко видны те отдельные работы по ремонту распределительных устройств (ремонт масляного выключателя, кабельных и шинных разъединителей, трансформаторов, вентиляции и т. д.), от которых зависит общий срок завершения всего комплекса работ. Этот срок определяется последовательностью выполнения ремонтных работ с наибольшей продолжительностью от исходного до завершающего события. Эта последовательность и определяет критический путь на сетевом графике (обозначен жирной чертой).

Критический путь представляет собой основу для выбора оптимального плана и организации контроля за ходом работ. Отношение продолжительности любого пути к продолжительности критического пути характеризует степень напряженности плана.

Если критический путь от начального до конечного события является наиболее продолжительным по времени, все другие события и работы должны лежать на более коротких путях.

В ходе ремонта оборудования может производиться так называемая оптимизация сетевого графика по времени. Ее проводят с целью сокращения сроков ремонта в первую очередь по критическому пути. Для этого составляются мероприятия, в которых предусматривают:

начало производства отдельных видов работ раньше полного окончания предыдущих (например, ремонт масляного выключателя не окончен, но можно начать ремонт или ревизию его разъединителей);

увеличение численности бригад;

временную приостановку работ, не лежащих на критическом пути, переброску людей на работы, лежащие на критическом пути (например, снять людей со строительных работ и перебросить на покраску шин в тех ячейках, где закончен ремонт оборудования).

Аналогичные мероприятия проводятся в тех случаях, когда по каким-либо причинам нарушается выполнение отдельных работ. Сетевое планирование имеет большое организующее и дисциплинирующее значение, направленное на четкое выполнение работ и повышение производительности труда рабочих.

.2 Документация, необходимая при подготовке и осуществлении ремонтов

Процесс ремонта трансформатора, начиная с приема его от заказчика и кончая сдачей его в исправном состоянии этому же или другому заказчику, сопровождается ведением ремонтной документации.

Техническая документация, составляемая на каждый трансформатор, должна быть понятна каждому ремонтнику, так как она оказывает существенную помощь в работе при ремонте и впоследствии при эксплуатации трансформатора. Ниже рассматриваются все ее виды в той последовательности, в которой ее составляют и заполняют.

При приеме трансформатора в ремонт составляют наряд-заказ. В нем заказчик указывает причину вывода трансформатора в ремонт (авария, необходимость переделки на другие параметры, появление какой-нибудь неисправности в процессе эксплуатации и т. п.), сообщает все известные ему сведения о трансформаторе (сколько времени и в каких условиях находился в эксплуатации, сколько прошел ремонтов, их характер и вид, время последнего ремонта). На основании сведений ориентировочно устанавливают объем ремонта и намечают удобный для заказчика и возможный для ремонтного предприятия срок ремонта.

В начальной стадии ремонта одновременно с разборкой производят дефектировку трансформатора, результаты которой фиксируют в ведомости дефектов (см. приложение 9).

В ходе осмотра активной части трансформатора, ее отдельных элементов и деталей измеряют магнитную систему, обмотки, изоляционные расстояния и т.д., составляя эскиз активной части трансформатора (рис. 16). Кроме того, заполняют карту обмеров, в которой фиксируют также результаты промежуточных испытаний в процессе ремонта отдельных узлов трансформатора. Во избежание ошибок при измерениях все замеры необходимо сопоставлять с общими размерами магнитной системы.

При дефектации в собранном виде в объем капитального ремонта входят полная или частичная замена обмоток и главной изоляции, ремонт магнитной системы с полной или частичной переизолировкой пластин, реконструкция или замена отдельных устройств, системы охлаждения, устройств переключения ответвления и т. п.

При капитальном ремонте приходится разбирать активную часть трансформатора. До ее разборки трансформатор демонтируют.

После расшихтовки верхнего ярма снимают обмотки и изоляцию. При необходимости переизолировки пластин магнитную систему разбирают. После разборки трансформатора производят дефектацию его частей, определяя, какие узлы и детали подлежат ремонту, а какие следует заменить на новые.

Каждому трансформатору, принятому в ремонт, присваивается ремонтный номер, в соответствии с которым при разборке маркируют все части, вновь устанавливаемые на трансформатор после ремонта. До разборки устанавливается комплектность трансформатора, а на все недостающие части составляют отдельный список, который прикладывают к ведомости осмотра и дефектации.

Для выявления течи масла осматривают бак, отмечая мелом места протечек. Затем определяют состояние вводов. К дефектации в собранном виде относятся и предварительные электрические испытания, необходимые для определения наличия повреждений и их характера: отбор пробы масла для испытания его электрической прочности и сокращенного химического анализа; измерение характеристик изоляции.

При разборке трансформатора каждый узел или деталь, демонтированные с него, дефектируют и определяют объем ремонтных работ, который необходимо вы полнеть для их последующей установки на трансформатор.

Рассмотрим последовательность работ и технологические операции с момента выемки активной части из бака (для трансформаторов II и III габаритов).

Рис. 16. Эскиз активной части трансформатора

При осмотре активной части определяют состояние изоляции обмоток и отводов, качество прессовки обмоток, отсутствие деформаций и других повреждений обмоток. Бумажную изоляцию проверяют на отсутствие повреждений и определяют ее механическую прочность, условно разделяя на эластичную (1-й класс прочности, при сгибе вдвое не ломается), твердую (2-й класс прочности, при сгибе вдвое образуются трещины), хрупкую (3-й класс прочности, при сгибе вдвое изоляция ломается) и ветхую класс прочности, при сгибе до прямого угла изоляция ломается).

Определяют также состояние главной изоляции, отсутствие деформаций обмоток и смещения витков. В зависимости от конструкции и причин возникновения дефектов может быть рассмотрен вопрос о полном изменении конструкции обмоток и главной изоляции.

Осматривают и фиксируют в ведомости дефектов состояние отводов, переключателя ответвлений, контактов и паек, стяжных шпилек и их изоляции, проверяют исправность заземления магнитопровода, отсутствие короткозамкнутого контура в магнитной системе и выполнение условий, исключающих его образование. Если активная часть подлежит разборке, то перед демонтажем отводов выполняют эскиз их размещения и крепления планками.

По результатам дефектации активной части окончательно устанавливают объем ремонта трансформатора. При хорошем состоянии обмоток и магнитопровода активную часть ремонтируют в требуемом объеме. При необходимости (по состоянию изоляции) активная часть может подвергаться сушке.

Если объем ремонта требует полной дефектации, определяют размеры обмоток и их частей, отдельные изоляционные расстояния, размеры изоляционных цилиндров, число витков в отдельных катушках, конструкцию и состояние внутренних обмоток, а также конструкцию и состояние всей внутренней изоляции (от обмотки до стержня и между обмотками).

При дефектации важно правильно определить размеры провода и число витков в обмотках. При отсутствии технического паспорта на трансформатор число витков в o6moтке фазы можно определить при помощи контрольной обмотки, намотанной на изоляционный цилиндр из мягкого электрокартона поверх комплекта обмоток трансформатора. Для исключения ошибок при дефектации производятся расчетная проверка и сопоставление полученных данных.

К дефектировке трансформатора прикладывают протоколы сокращенного химического анализа трансформаторного масла из бака и других предварительных испытаний, электрических и гидравлических. На основании ведомости дефектов окончательно определяют требуемый объем ремонта. При необходимости ремонта с заменой обмоток составляют заказ на изготовление новых обмоток на соответствующем предприятии с указанием их типоразмеров и других требуемых характеристик и данных.

Перед выполнением отдельных операций могут составляться различные эскизы, производиться замеры, кернения, клеймения бирками, но это делается не всегда и непосредственно в документацию может не входить. Но технология ремонта становится более четкой и осмысленной, если на предприятии принято составлять карту обмеров - особенно для трансформаторов, проходящих большой объем ремонта, с заменой обмоток, ремонтом магнитопровода, модернизацией арматуры и пр. В этой же карте фиксируются также и результаты промежуточных испытаний в процессе ремонта отдельных узлов трансформатора.

При ремонте ведут документацию по особо ответственным операциям. У трансформаторов I-II габаритов это сушка активной части. В процессе сушки ведут журнал сушки.

После ремонта выполняют полный комплекс приемо-сдаточных испытаний трансформатора, по которым составляют протокол - главный ремонтный документ. Его составляют в двух экземплярах: один передают заказчику для приобщения к инвентарной карте (делу) трансформатора, а другой сдают в архив ремонтного предприятия или подразделения.

Своеобразным документом является и паспортная табличка, укрепляемая на баке трансформатора. При сдаче отремонтированного трансформатора заказчику составляют приемо-сдаточный акт в трех-четырех экземплярах: из них два для заказчика и его вышестоящей организации для оплаты стоимости ремонта, один экземпляр идет в отчетную документацию ремонтного предприятия или подразделения и один - в его вышестоящую организацию (не обязательно). В акте перечисляются все выполненные работы и даются рекомендации по использованию трансформатора в эксплуатации в части специальных требований (параллельная работа, несимметричные режимы).

Всю ремонтную документацию выполняют по установленным формам. Такие формы приняты на каждом электроремонтном предприятии.

силовой трансформатор электромонтажный

.       
Расчёт заземляющего устройства

Для защиты обслуживающего персонала от электрического тока при эксплуатации электрооборудования ПУЭ предусмотрены заземляющие устройства (защитное заземление).

Заземляющим устройством называют систему, состоящую из заземлителей и заземляющих проводников. Оно служит для защиты людей от поражения электрическим током при прикосновении их к элементам электроустановок, изолированным от токопроводящих частей, но вследствие тех или иных неисправностей оказавшихся под напряжением.

Причиной появления опасного напряжения обычно является неисправность изоляции сети, что приводит к замыканию одной из фаз сети на «корпус».

Целью заземления является уменьшение напряжения на заземленном оборудовании в момент протекания тока короткого замыкания на землю, а также выравнивание напряжения в зоне растекания тока и тем самым уменьшение напряжения прикосновение и напряжения шага, под которым может оказаться обслуживающий персонал.

Защитное заземление представляет собой преднамеренное соединение с землей металлических частей электрической установки, нормально не находящихся под напряжением, но могущих оказаться под таковым из-за повреждения изоляции сети или электроприемников.

Защитное заземление является основным способом, предотвращающим поражение людей электрическим током при прикосновении к корпусам электрооборудования при пробое его изоляции.

Заземление осуществляется с помощью металлических электродов, соединяющих корпуса электрооборудования с землей через заземляющие проводники. Такие электроды называются заземлителями, а совокупность заземлителей и заземляющих проводников называется заземлительным устройством.

Необходимое для безопасности сопротивление определяют расчетно. Сопротивление вертикальных электродов обычно меньше, чем горизонтальных, следовательно, первые экономичнее. Это обьясняется тем, что горизонтальные электроды располагают ближе к поверхности земли, где растекание тока не идет равномерно во все стороны, как на глубине. Кроме того, верхние слои почвы обычно имеют больше электрическое сопротивление, чем глубинные, особенно зимой при промерзании или летом при высыхании. Наиболее экономичны глубинные вертикальные электроды, достигающие хорошо проводящих слоев грунта. Размеры поперечного сечения заземляющих электродов мало влияют на сопротивление. Электроды из круглой стали (стержневые) легче погружать механизированным способом, чем электроды других профилей. Они более долговечны, так как при одинаковой массе у них меньше поверхность, по которой протекает процесс коррозии.

Как правило, в качестве основной меры электробезопасности используют заземление. Сущность этого вида защиты заключается в создании устройства, которое имело бы сопротивление малой величины. Вследствие этого уменьшается напряжение на металлических частях электроустановок и ток, проходящий через тело человека при пробое изоляции.

В ПУЭ, СНИПах, ПЭЭП и других инструкциях перечислены все элементы электроустановок, подлежащие заземлению, рассмотрены условия применения заземляющих устройств, требования к данным устройствам, их расчеты, монтаж и эксплуатация.

При заземлении электрооборудования необходимо обеспечить надежный электрический контакт между панелью и винтами крепления устройства, а также соединить заземляющий болт устройства с контуром заземления медным проводом сечением не менее 2 мм2.

Заземление обязательно проверяют, после чего составляется соответствующий протокол (см.приложение 10).

Производим расчет сопротивления растеканию тока вертикального электрода Rв, Ом:


Принимаем например, для грунта с удельным сопротивлением при l=300 см и d=6см,


К общему контуру заземления присоединяют корпус трансформатора. Следовательно, сопротивление не должно превышать 4 Ом. Принимаем для расчета r3 = 4 Ом. Заземление выполняем стальными уголками 50*50*4 мм, длиной 2,5 м, заглубленными на 0,7 м от поверхности земли и связанными между собой стальной полосой сечентем 40*4 мм.

Расчетное сопротивление грунта  Ом*м, с учетом сезонного коэффициента kС = 1,65 и kl = 1,15:


Сопротивление уголка (при hCP = 0,7+2,5 / 2 = 1,95) RB, Ом:

6.     
Утилизация электрооборудования

В зависимости от степени износа электрооборудования существует три вида дальнейшей эксплуатации или утилизации электрооборудования:

)        Передача отслужившего свой срок электрооборудования в работу на категорию электроснабжения на одну ниже;

)        Передача отслужившего свой срок электрооборудования в учебный центр в виде лабораторного стенда, демонстрационного макета и т.д.;

)        Утилизация, т.е. составление ведомости дефектации, разборка, утилизация.

Самой сложной и затратной является утилизация.

Нет никаких сомнений, что загрязнение окружающей среды чревато самыми серьезными последствиями для здоровья человечества. Осознание этого факта заставило ряд развитых стран поставить вопрос о начале глобального процесса избавления от загрязнения. Из многих сотен тысяч токсичных органических соединений около 60 тысяч постоянно воздействуют на живые организмы, в том числе и на человека. Все они очень разные, и для начала необходимо было выбрать минимальную группу наиболее опасных соединений, устранение которых приветствовалось бы большинством стран мира. Из этих 60 тысяч особо опасных химических веществ было выбрано 12 стойких органических загрязнителей (СОЗ), так называемая "грязная дюжина": полихлорбифенилы (ПХБ), дихлор-дифенил-трихлорэтан (ДДТ) др. хлорсодержащие опасные вещества. Именно эти 12 СОЗ стали предметом Конвенции, принятой в мае 2001 года в Стокгольме и получившей название Стокгольмской конвенции. 17 февраля 2004 года Франция ратифицировала Стокгольмскую конвенцию о стойких органических загрязнителях, став 50-тым государством, ратифицировавшим это международное соглашение. После этого Стокгольмская конвенция официально вступила в силу с 17 мая 2004 года. СОЗ присущи некоторые общие свойства: чрезвычайно высокая токсичность, способность накапливаться в тканях живых организмов и длительное время сохраняться в окружающей среде, крайне медленно разрушаясь под воздействием естественных природных факторов. Кроме того, СОЗ переносятся на большие расстояния и обнаружены даже в таких регионах, как Арктика и Антарктика, где их никогда не производили и не применяли. СОЗ вызывают поражения всех защитных систем организма - нервной, эндокринной и иммунной. Действие этих токсикантов проявляется уже при чрезвычайно малых дозах.

Утилизация промышленного электрооборудования с ПХБ наполнением.

В основу рассматриваемой технологии утилизации промышленного электрооборудования (трансформаторов и конденсаторов) с ПХБ наполнением положен способ их очистки (отмывки их внутренних поверхностей и элементов) от ПХБ паровой фазой специального жидкого реагента до остаточного содержания ПХБ не более 50 мг на 1 кг металла и элементов. После отмывки трансформатор и конденсатор разбирают на элементы. Металлические детали отправляют на переплав, а неметаллические (бумага, дерево, резина, электрокартон и т. д.), которые обычно не удается отжать до названного остаточного содержания ПХБ, а так же сами ПХБ, уничтожают на специальной установке путём высокотемпературного (более 1200 оС) окисления в циклонном реакторе, признанным лучшим из существующих отечественных технологических решений. Выходящие из циклонной печи газы направляют в камеру-дожигатель, обеспечивая их пребывание в ней в течении примерно двух секунд при 1250-1400 ºС в условиях примерно 10% избытка кислорода. Образование диоксинов остается в допустимых пределах.

Утилизация отработанного масла производится путем воздействия коагулята оксихлорид алюминия. В результате коагуляции нефтепродуктов и других загрязнителей образуется водонепроницаемый осадок. Образовавшийся твердый осадок (пульпа), по степени накопления, выгружается из емкости для обезвреживания и переработки в гидрофобный порошок, обладающий высокими силикатными свойствами, который можно использовать в строительстве при изготовлении гидрозащитных оснований, площадок, при строительстве хранилищ, отстойников, обсыпок дорог и др.

Утилизация твердых отходов производства и потребления 1-4 класса опасности осуществляется методом захоронения на специализированном полигоне, имеющем соответствующие разрешающие документы.  Полигон имеет ограждение из металлического профиля, освещение. Охрана полигона осуществляется силами охранного подразделения. Хранилища полигона представляют собой подземные карты (61 х 12 х 6м). Сборно-монолитные конструкции стен и днища выполнены из бетона марки М-100 по морозостойкости, Б-2 по плотности.  Хранилища (карты) разделены на секции, боковые поверхности карт с наружной стороны пропитаны битумом, под днищем карт и отстойника находится щебеночная прослойка с глубиной залегания 10м пролитая битумом до полного насыщения. Внутренняя защита карт и отстойника выполнены полимерцементным торкретом. Карты консервируются сверху бетонными плитами, с проливкой швов бетоном и слоем асфальта, с целью исключения попадания дождевой и талых вод.  Над открытыми проемами секций устанавливается навес, защищающий от попадания осадков. По периметру карт предусмотрено сооружение контрольных скважин, глубиной 9,5м, для наблюдения за возможным загрязнением грунтовых вод.  Для обезвреживания твердых отходов часто применяют метод капсулирования, заключающийся в обволакивании токсичного отхода инертной пленкой, например стеклообразной или полимерной. Используемый метод переплавки отходов заключается выжигании вредных компонентов, формировании новой структуры BMP и их потребительских свойств: размеров, цвета и т.п. Химические методы позволяют получать из отходов новые продукты: превращать твердые органические отходы гидрированием и гидролизом в жидкое и газообразное топливо. Наиболее распространенный метод фиксации отходов - цементирование - применяется для отходов, содержащих воду. Недостаток метода - увеличение объема отходов и возможная гидратация цемента при малых рН. Применяется для неорганических отходов, особенно тяжелых металлов, а также радиоактивных веществ. Для фиксации с использованием органических полимерных материалов готовится смесь отходов с соответствующими смолами или мономерами, затем вводится катализатор, который обеспечивает полимеризацию и создание объема фиксированного материала. Отходы обычно химически не связываются с полимером. Происходит микрообволакивание органической оболочкой. Для обработки отходов обычно используют формальдегидные, виниловые и полиэстеровые соединения. Такой монолит обладает сопротивлением на сжатие на уровне бетона. Недостаток метода - возможность появления ядовитых паров в процессе полимеризации.

В настоящее время разрабатываются высокотемпературные технологии нового поколения для утилизации хлорсодержащих отходов, обеспечивающие предотвращение вторичного образования диоксинов и диоксиноподобных соединений. В России созданы две такие установки. Одна из них - модернизированная стационарная плазмо-химическая установка функционирует в НПО "Технолог" г.Стерлитамак (Башкортостан). Вторая установка - передвижная установка термического уничтожения жидких и суспензированных твердых опасных отходов, содержащих ПХБ и пестициды. Эта установка создана в ЦНИИМАШ (г. Королев Московской обл.) на базе ракетного двигателя корабля многоразового использования "Буран". С 1999 года на этой установке на ОАО "Северсталь" (г.Череповец Вологодской обл.) уничтожено 130 тонн ПХБ (совтола).

В мире существуют различные варианты создания высокотемпературных процессов для переработки токсичных органических соединений:

·        пламенные реакторы;

·        пламенные реакторы с дополнительным плазменным нагревом реакционной смеси;

·        пламенные реакторы с плазменным дожиганием отходящих газов;

·        плазменно-дуговые реакторы.

На взгляд наиболее предпочтительным вариантом уничтожения стойких органических загрязнителей являются плазменно-дуговые реакторы. Преимуществом плазменно-дугового варианта перед пламенным (кислород-топливо) является возможность подвода более мощного теплового потока: до 16 кВт/см2.

Применительно к переработке конденсаторов с ПХБ или других отходов использование пламенных реакторов будет связано с повышенной нагрузкой на систему газоочистки из-за увеличения объема отходящих газов за счет продуктов сгорания топливных компонентов исходной смеси. Суммарный газовый поток в случае плазменной установки составляет ~ 10% от аналогичного параметра пламенной установки. Отсутствие разбавления отходящих газов продуктами сгорания топлива снижает нагрузку на систему газоочистки и уменьшает как размеры системы, так и абсолютный выброс вредных веществ в атмосферу. К сожалению, в России не существует безопасной технологии, позволяющей уничтожать ПХБ-содержащие конденсаторы целиком. Третьим преимуществом плазменной установки является возможность контроля окислительно-восстановительного потенциала (окислительная, восстановительная или инертная среда в плазме) в реакторе независимо от температуры обработки. Поэтому наиболее эффективным будет использование плазменного метода переработки таких отходов.

Заключение

В этой курсовой работе были рассмотрены строительные, монтажные, пусковые работы, эксплуатация, ремонт и утилизация силового трансформатора.

Правильная утилизация электрооборудования позволяет повторно использовать ценные материалы и помогает сохранить окружающую среду.

В этой работе были применены современные компьютерные среды (такие как Mathcad14, Microsoft Visio 2007) Так же была рассчитана «кривая жизни» трансформатора и заземление, удовлетворяющее требованиям обеспечения безопасности людей, защиты и обеспечения эксплуатационных режимов работы.

Приложение 1

ОБЩИЙ ЖУРНАЛ РАБОТ

Наименование строительной организации______________________________

Общий журнал работ № по строительству объекта ______________________

(предприятия, здания, сооружения)

Адрес объекта _____________________________________________________

Должность, фамилия, имя, отчество и подпись лица, ответственного от строительной организации за строительство объекта и ведение общего журнала работ _________________________________________________

Генеральная проектная организация, фамилия, имя, отчество и подпись главного инженера проекта _______________________________________

Заказчик (организация), должность, фамилия, имя, отчество и подпись руководителя (представителя) технического надзора _____________________

_____________________________________________________________

Начало работ:

по плану (договору) _____________________________________________

фактически ____________________________________________________

Окончание работ (ввод в эксплуатацию):

по плану (договору) _____________________________________________

фактически _______________________________________________________

В настоящем журнале _________ пронумерованных и прошнурованных страниц.

Должность, фамилия, имя, отчество и подпись руководителя строительной организации, выдавшего журнал ______________________________________

Дата выдачи, печать организации

Основные показатели строящегося объекта, предприятия, здания или сооружения (мощность, производительность, полезная площадь, вместимость и т.п.) и сметная стоимость________________________________________

_____________________________________________________________

Утверждающая инстанция и дата утверждения проекта (рабочего проекта) ______________________________________________________________

Субподрядные организации и выполняемые ими работы__________________

Организации, разработавшие проектно-сметную документацию ______________________________________________________________

Отметки об изменениях в записях на титульном листе ___________________

Таблица 1

Список инженерно-технического персонала, занятого на строительстве объекта

Фамилия, имя, отчество, занимаемая должность, участок работ

Дата начала работ на строительстве объекта

Отметка о получении разрешения на право производства работ или о прохождении аттестации

Дата окончания работ на строительстве объекта


















Таблица 2

Перечень актов промежуточной приемки ответственных конструкций и освидетельствования скрытых работ

№ п.п.

Наименование актов  (с указанием места расположения конструкций и работ)

Дата подписания акта, фамилии, инициалы и должности подписавших














Таблица 3

Ведомость результатов операционного контроля качества строительно-монтажных работ

Дата

Наименование конструктивных частей и элементов, места их расположения со ссылкой на номера чертежей

Результаты контроля качества

Должности и подписи лиц, оценивающих качество работ в порядке контроля и надзора

















Таблица 4

Перечень специальных журналов работ

Наименование специального журнала и дата его выдачи

Организация, ведущая журнал, фамилия, инициалы и должность ответственного лица

Дата сдачи-приемки  журнала и подписи  должностных лиц








Таблица 5

Сведения о производстве работ

Дата

Краткое описание и условия производства работ (со ссылкой, при необходимости, на работы, выполняемые субподрядными организациями), должность, фамилия, инициалы и подпись ответственного лица








Таблица 6

Замечания контролирующих органов и служб

Дата

Замечания контролирующих органов или ссылка на предписание

Отметки о принятии замечаний к исполнению и о проверке их выполнения








Приложение 2

ФОРМЫ ОСНОВНЫХ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СОСТАВЕ ПРОЕКТА ОРГАНИЗАЦИИ СТРОИТЕЛЬСТВА

Форма 1

Календарный план строительства  (наименование объекта)

№ строки

Наименование отдельных зданий, сооружений или видов работ (с выделением пускового или градостроительного комплекса)

Сметная стоимость,  тыс. руб.

Распределение капитальных вложений и объемов строительно-монтажных работ по периодам строительства (кварталам, годам), тыс. руб.



всего

в том числе объем строительно-монтажных работ


А

Б

1

2

3 - 14

1





2





3






Примечания: 1. Номенклатура по графе «Б» устанавливается в зависимости от вида и особенностей строительства.

. Распределение объемов строительно-монтажных работ дается в виде дроби: в числителе - объем капитальных вложений, в знаменателе - объем строительно-монтажных работ, для жилищно-гражданских объектов дается по месяцам.

Главный инженер проекта __________________________________

 (подпись)

СОГЛАСОВАНО

Заказчик ________________________________________________

(подпись)

Форма 2

Ведомость объемов основных строительных, монтажных и специальных строительных работ

№ строки

Наименование работ

Единица измерения

Объем строительно-монтажных работ

 




всего

в том числе по отдельным зданиям, сооружениям, пусковым или градостроительным комплексам

по периодам строительства

А

Б

В

1

2

3 - 14

1






2






3







Примечания: 1. Перечень работ устанавливается в зависимости от вида и особенностей строительства.

Главный инженер проекта __________________________________

 (подпись)

СОГЛАСОВАНО

Заказчик ________________________________________________

(подпись)

Форма 3

Ведомость потребности в строительных конструкциях, изделиях, материалах и оборудовании

№ строки

Наименование

Единица измерения

Всего по строительству

В том числе по основным объектам

В том числе по календарным периодам строительства

А

Б

В

1

2

3

1

Сборные железобетонные конструкции

м3




2

Стальные конструкции

т




3

Деревянные конструкции

м3




4

Битумы нефтяные строительные

т




5

Сталь стержневая арматурная

«




6

Сталь сортовая конструкционная

«




7

Прокат листовой рядовой

«




8

Металлоизделия промышленного назначения (метизы)

«




9

Рельсы

т




10

Трубы стальные

«




11

Трубы чугунные

«




12

Трубы железобетонные напорные и безнапорные

м/м3




А

Б

В

1

2

3

13

Трубы керамические канализационные и дренажные

м усл. диам.




14

Трубы и муфты асбестоцементные

м усл. труб




15

Трубы и детали трубопроводов из термопластов

м/т




16

Трубы стеклянные и фасонные части к ним

м усл. диам.




17

Пластмассы, материалы и полуфабрикаты на основе полимеризационных смол

кг




18

Материалы лакокрасочные

кг




19

Продукция лесозаготовительной и лесопильно-перерабатывающей промышленности (лес круглый, пиленый)

м3




20

Щебень

«




21

Гравий

«




22

Песок строительный природный

«




23

Камень бутовый

«

Заполнители пористые

«




25

Асбест

т




26

Цемент

«




27

Известь строительная

«




28

Кирпич строительный (включая камни)

тыс. шт.




А

Б

В

1

2

3

29

Материалы тепло- и звукоизоляционные

м3




30

Материалы рулонные кровельные и гидроизоляционные

м2




31

Стекло строительное

м2




32

Оборудование, стоимость которого включается в стоимость строительно-монтажных работ

тыс. руб/т




33

Кабельная продукция (по основным маркам)

тыс. руб.




34

Установочные провода, шнур осветительный, провод голый

м




35

Алюминиевые конструкции

т




36

Герметики

кг




37

Клеи

«




38

Оборудование и КИП (технологическое, энергетическое, подъемно-транспортное, насосно-компрессорное, общезаводское, электротехническое, санитарно-техническое, системы автоматизации по основной номенклатуре)






Примечания: 1. Номенклатура конструкций, изделий, материалов и оборудования (графа Б) должна быть определена в зависимости от вида и особенностей строительства.

. Потребность в материалах показывается дробью: в числителе - общая потребность, в знаменателе - потребность, за исключением материалов для изготовления конструкций и изделий на предприятиях строительной индустрии.

. Распределение потребности в ресурсах (графа 2) должно предусматривать обеспечение ресурсами выделяемых пусковых комплексов, а также необходимый задел на будущие периоды строительства.

Главный инженер проекта __________________________________

(подпись)

СОГЛАСОВАНО

Заказчик ________________________________________________

(подпись)

Приложение 3

ФОРМЫ ОСНОВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СОСТАВЕ ПРОЕКТА ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ

Форма 1

Календарный план производства работ по объекту (виду работ)

Наимено-вание  работ

Объем работ

Затраты труда, чел.- дн

Требуемые машины

Продо жительность работы, дн

Число смен

Численность рабочих в смену

Состав бригады

График работ (дни, месяцы)


единица измерения

Количество


Наимено вание

число маш. смен






1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11













Ответственный исполнитель_____________________________

(подпись)

Форма 2

График  поступления на объект строительных конструкций, изделий, материалов и оборудования

Наименование строительных конструкций, изделий, материалов и оборудования

Единица измерения

Количество

График поступления по дням, неделям, месяцам

1

2

3

4






Ответственный исполнитель_____________________________

(подпись)

Форма 3

График движения рабочих кадров по объекту

Наименование профессий рабочих (отдельно) для генподрядной и субподрядной организаций

Численность рабочих

Среднесуточная численность рабочих по  месяцам, неделям, дням



1

2

3

и т.д.

1

2

3








Ответственный исполнитель________________________________

(подпись)

Форма 4

График движения основных строительных машин по объекту

Наименование

Единица измерения

Число машин

Среднесуточное число  машин по дням, неделям, месяцам




1

2

3

и т.д.

1

2

3

4









Ответственный исполнитель ________________________________

(подпись)

Приложение 4


АКТ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ СКРЫТЫХ РАБОТ


АКТ

осмотра фундамента

Приложение 6

АКТ

о приемке в монтаж силового трансформатора

. Оформляется для трансформаторов III-V габаритов. Участие наладчиков обязательно для трансформаторов IV габарита и выше.

Завод-  изготовитель

Заводской номер

Год выпуска

Тип

Мощность, кВ•А









Комиссия в составе:

от монтажного управления _________________________________________ от пусконаладочного управления _____________________________________

от предприятия-заказчика___________________________________________

проверила весь комплекс условий, необходимых для приемки в монтаж силового трансформатора и установила:

. Хранение трансформатора и его узлов

. Дата отправки трансформатора с завода

дата прибытия трансформатора на площадку

 

1.      Условия транспортировки трансформатора

 

(с маслом, без масла, с расширителем, без расширителя, уровень масла).

. Проверка герметичности уплотнений трансформаторов, транспортируемых без масла или с маслом, без расширителя:

а) по показаниям манометра (для трансформаторов, отправленных заводом-изготовителем под избыточным давлением азота или сухого воздуха);

б) по внешнему осмотру - в остальных случаях (см. приложение 7, акт 1).

. Предельный срок заливки (или доливки) маслом данного трансформатора в соответствии с инструкциями ОАХ 458.003-70 или РТМ 16.687.000-73.

. Заливка масла (временная) в трансформаторы, транспортируемые без масла или с маслом без расширителя, при задержке начала монтажа (см. п. 4.6): дата заливки;

заключение лаборатории о соответствии масла ГОСТ и возможности смешения масел (соответствует или не соответствует).

Результаты проверки характеристик изоляции трансформатора до заливки масла

(указать даты и номера протоколов проверки, а также заключение - соответствуют или не соответствуют нормам).. Состояние трансформатора и его узлов

. Результаты внешнего осмотра трансформатора и его узлов (отсутствие вмятин и других повреждений, сохранность пломб на всех кранах для масла, на герметизированных заглушках и т.д.)

. Результаты осмотра маслонаполненных вводов 110 кВ (дата прибытия, дата установки в вертикальное положение) вводов обычной конструкции; результаты контроля давления во вводах герметичной конструкции; общее состояние вводов.. Наличие всех узлов и деталей

. Результаты проверки комплектности всех узлов и деталей трансформатора по демонтажной ведомости (указать полное наименование недостающих деталей и т.п.)

Окончательная проверка комплектности и качества всех узлов и деталей производится в соответствии со СНиП III-33.33.. Обеспеченность условий для монтажа трансформатора

. Результаты проверки готовности предусмотренного проектом помещения (или портала) для ревизии (если она требуется), монтажной площадки, масляного хозяйства, подъездных путей, фундамента под трансформатор (подробно указать, что не закончено, уточненную дату сдачи монтажному управлению)

. Результаты проверки обеспечения необходимым количеством трансформаторного масла:

) всего требуется масла (с учетом дополнительного количества на технологические нужды) т;

) к моменту оформления акта имеется в наличии масла, удовлетворяющего всем требованиям ГОСТ, имеющего пробивное напряжение на 5-10 кВ выше норм, приведенных в табл. П1.6 Инструкции ВСН 342-75/ММСС СССР, удовлетворяющего требованиям на смешение (для трансформаторов, прибывших с маслом __________________________________________ т;

) недостающее количество масла (_______________т) будет выдано заказчиком монтажному управлению не позже _______________.

. Обеспеченность электроэнергией на месте монтажа трансформатора, необходимой для работы маслоочистительных аппаратов, вакуумного насоса, контрольного прогрева (или сушки) трансформатора. Заключение комиссии

На основании изложенного комиссия считает (должны быть приведены обоснованные заключения о возможности или невозможности приемки трансформатора в монтаж)

Подписи членов комиссии:

« » 20__г.

Приложение 7

Форма 2-ОРТ

ПРОТОКОЛ

определения возможности ввода в эксплуатацию силового трансформатора типа без ревизии активной части

Комиссия в составе:

от монтажного управления    ______________

от пусконаладочного управления   ____________________

от предприятия   ___ 

составила настоящий протокол о нижеследующем (ненужное зачеркнуть):

. Силовой трансформатор типа завода, заводской номер

транспортирован по железной дороге (речным или морским путем) с завода-изготовителя

в следующем состоянии:

а) частично демонтированный, в собственном баке, залитый маслом ниже крышки, без расширителя;

б) частично демонтированный, в собственном баке, без масла, заполненный азотом

(или сухим воздухом) при избыточном давлении;

в) то же, как по п. «б», но с установкой для автоматической подпитки азотом.

. При внешнем осмотре трансформатора после прибытия его к месту назначения повреждений не обнаружено (см. акт 1 приложения 1 к форме 2-ОРТ).

. Выгрузка трансформатора произведена мостовым (или передвижным) краном, стационарной лебедкой, стягиванием трансформатора на шпальную клеть - без нарушений инструкции № (см. акт 2 приложения 2к форме 2-ОРТ).

Участие наладчиков обязательно для трансформаторов IV габарита и выше.

. Перевозка трансформатора от места разгрузки к месту монтажа произведена автомашиной, автотрайлером, специальными санями в соответствии с инструкцией  №

(см. акт 3 приложения 3 к форме 2-ОРТ).

. Хранение трансформатора в соответствии с актом от « » 20__г. о приемке в монтаж трансформатора соответствует требованиям инструкции №.

. Произведенными измерениями и испытаниями не выявлено каких-либо повреждений трансформатора (см. протокол испытания трансформатора).

Заключение

В соответствии с ГОСТ 11677-65 (п. 12.13.2) и дополнительным ГОСТ, Инструкцией №,   §, вышеуказанными актами, а также результатами измерений и испытаний (см. п. 6) следует считать, что трансформатор типа, заводской номер может быть включен в эксплуатацию без ревизии его активной части1.

Приложения к протоколу 2-ОРТ; акты 1, 2, 3.

Подписи членов комиссии:

« » 20__г.

При нарушении требований инструкции № _____________________, приведенных в пп. 2 - 6 настоящего протокола, в соответствии с § Инструкции должна быть произведена ревизия трансформатора.

Приложение 7.1

к форме 2-ОРТ

АКТ 1

осмотра трансформатора и демонтированных узлов после прибытия к месту назначения

. Надежность и состояние креплений трансформатора типа, изготовленного заводом, заводской номер, прибывшего на железнодорожной платформе (транспортере): удовлетворительное, неудовлетворительное; контрольные метки на баке трансформатора и платформе (транспортере) совпадают, не совпадают (ненужное зачеркнуть).

. Количество прибывших мест соответствует накладной и демонтажной ведомости завода-изготовителя.

. У трансформатора, прибывшего частично демонтированным, в собственном баке, залитом маслом ниже крышки, без расширителя, при внешнем осмотре установлено:

следы масла на баке трансформатора и платформе транспортера - есть, нет;

сохранность всех кранов, пробок и их уплотнений - да, нет; сохранность пломб на всех кранах для масла - да, нет; вмятины и другие повреждения на баке отсутствуют, имеются; дефекты установленных вводов (6 - 35 кВ) - отсутствуют, имеются.

. У трансформатора, прибывшего без масла: сохранность всех кранов, пробок,

сохранность пломб на всех кранах для масла - да, нет; вмятины и другие повреждения на баке, узлах охлаждения, расширителе и других демонтированных узлах - отсутствуют, имеются.

Для трансформаторов, прибывших с установкой для автоматической подпитки азотом и баллонами с азотом для поддержания избыточного давления во время хранения трансформатора, указать:

а) общее состояние установки для автоматической подпитки азотом - удовлетворительное, неудовлетворительное;

б) количество прибывших резервных баллонов с азотом шт.

в) давление азота в каждом баллоне.

. Состояние упаковки маслонаполненных вводов класса напряжения 110 кВ -

удовлетворительное, неудовлетворительное; наличие масляных пятен на упаковке - имеются, отсутствуют.

. Прочие замечания при внешнем осмотре, повреждения трансформатора и его деталей, а также нарушения в упаковке, некомплектность.

Представитель предприятия-заказчика  

Представитель железной дороги (или транспортирующей организации)

'' '' _ г.

Приложение 7.2

к форме 2-ОРТ

АКТ 2

выгрузки трансформатора

. Выгрузка трансформатора типа, заводской номер, имеющего транспортную массу т, производилась мостовым (или передвижным) краном грузоподъемностью  т, стационарной лебедкой, стягиванием трансформатора на шпальную клеть по рельсам, швеллерам (ненужное зачеркнуть).

. Подъем трансформатора для установки рельсов, швеллеров осуществляется гидравлическими домкратами, имевшими, н имевшими манометры и предохранительные кольца для предотвращения самопроизвольной осадки трансформатора. При этом:

а) домкраты устанавливались под специальные площадки, указанные, не указанные в габаритном чертеже заводом-изготовителем (при отсутствии указаний о местах для площадок следует приложить к акту эскиз нижней части бака трансформатора с указанием места установки домкратов);

б) подъем осуществлялся плавно, нагрузка домкратов была равномерной;

в) при очередном подъеме одной, а затем другой стороны трансформатора (если такой способ применялся) угол наклона его к вертикали не превышал

_________________  ;

г) стягивание трансформатора по рельсам, швеллерам производилось лебедкой, трактором и т.п.

Заключение

На основании изложенного следует считать, что выгрузка трансформатора типа, заводской номер произведена в соответствии с указаниями,

приведенными в инструкции №.

Произведенный осмотр трансформатора после его выгрузки показал, что трансформатор в результате выгрузки повреждений по внешнему виду не имеет, имеет

  .

Представитель предприятия-заказчика  

Представитель цеха предприятия, производившего выгрузку 

« » 20__г.

Приложение 7.3

к форме 2-ОРТ

АКТ 3

перевозки трансформатора к месту монтажа

. Перевозка трансформатора типа__________________________, заводской номер_______________________, имевшего транспортную массу___________ т, от места разгрузки к месту монтажа производилась (ненужное зачеркнуть):

а) по шоссейным, грунтовым дорогам, имеющим, по данным геодезической съемки, наклон ________________автомашиной, автотрайлером, тракторным прицепом и другими видами транспорта _____________ грузоподъемностью т;

б) по указанным в п. «а» дорогам на специальных санях грузоподъемностью

_______________т, конструкция которых соответствует, не соответствует требованиям инструкций по перевозке безрельсовым транспортом  

. Схемы разгрузки и способы крепления трансформатора при перевозке указанными в п. 1 видами безрельсового транспорта соответствуют, не соответствуют указанным выше нормалям.

. Перевозка трансформатора в пределах подстанции осуществлялась на своих каретках с катками, по железнодорожному пути.

При этом:

а) канаты были закреплены за___________________;

б) перекатка производилась электрической лебедкой, трактором и полиспастами;

в) скорость при перекатке трансформатора не превышала_______м/мин (Максимальная допустимая скорость 8 м/мин).

Перевозка трансформатора волоком или на металлическом листе запрещается.

Заключение

На основании изложенного следует считать, что перевозка трансформатора типа ___________________________________, заводской номер __________________________________

произведена в соответствии с указаниями, приведенными в инструкции № _____________.

Произведенный осмотр трансформатора после перевозки его к месту монтажа показал, что трансформатор по внешнему виду в результате перевозки повреждений не имеет.

Представитель предприятия-заказчика _____________________________

Представитель цеха предприятия,

производившего перевозку_______________________________________

Представитель монтажной организации ____________________________

« » ________20__г.

Приложение 8

ОАО «Кубаньэнерго» Филиал Юго-Западные электросети Г. Новороссийск, Восточный Мол 1, тел. 25-27-66, Телетайп 279149 «Берег» Факс: 25-27-66 Электротехлаборатория Свидетельство о регистрации №6/160 от 05.02.2003 г. ГУ «Кубаньгосэнергонадзор»

Заказчик: ____________________ ____________________________ Адрес заказчика:______________ ____________________________ Объект:______________________ Присоединение:_______________ ____________________________ Дата измерения: «__»____200_ г.


ПРОТОКОЛ №____

испытания силового трансформатора

.        Паспортные данные:

Тип

Предприятие-изготовитель

Заводской номер

Год изготовления

Мощность, кВА

Ток, А

Напряжение, кВ

Схема и группа соедин.

Ек%

Охлаждение









ВН/НН


 











.        Измеритель холостого хода

Напряжение подано на выводы

Закороч. выводы

Подаваем. напряжен. В

Ток, А

Потери холостого хода, Вт

Потери по заводским данным, Вт

Отличие от заводских данных

Соотв/ несоответсв


























.        Проверка групп соединения обмоток.

Метод проверка: подача импульсов постоянного тока.

Выводы

AmBm

BmCm

CmAm

Выводы

ав

вс

са

АВ




АВ




ВС




ВС




СА




СА





Соответствует _____________________ Соответствует _____________________

.        Испытания маслонаполненных вводов при Т= __ о С

Тип

Чертёж

Завод-ской номер

Сопр. изол. мОм

Основная изоляция

Измер. вывод

Зав. Данные Т-____оС

Соотв/ несоотв





Исп. напр. кВ

tg δ, %

С1 ПФ

Исп.напр, кВ

tg δ, %

С1 ПФ

Исп.напр, кВ

tg δ, %

С1 ПФ













































Листов - 3

Лист-1

. Сопротивление изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь обмоток трансформатора при Т= __ оС

Схема измерения

Сопротивление изоляции

tg δ %

С1 ПФ

Заводские данные Т= ____ оС

Приведением к заводским данным

Соотв/ несоответсв


R60

R15

Квбс



R60

tg δ %

С1 ПФ

R60 Ом

tg δ %


ВН-К+СН+НН












СН-К+ВН+НН












НН-К+ВН+СН












ВН+СН-К+Н













. Измерение сопротивления постоянному току Rом обмоток трансформатора

.1. Сопротивление постоянному току обмотки ВН трансформатора с устройством РПН и измерение при Т= __ оС

Положение переключателя

Сопротивление Rом, Ом

Максимальное расхождение между фазами %

Соотв/ несоот-ветсв


А-О

В-О

С-О



1





соотв

2





соотв

3





соотв

4





соотв

5





соотв

6





соотв

7





соотв

8





соотв

9





соотв

10





соотв

11





соотв

12





соотв


Наибольшее отличие измеренного сопротивления, приведённого к заводской температуре от заводских данных на _ положений переключателя фазы_____  составляет ___

6.2. Сопротивления постоянному току обмотки СН трансформатора с устройством

переключателя

Сопротивление Rом, Ом

Максимальное расхожд. между фазами, %

Соотв/ несоот-ветсв


Am-Bm

Bm-Cm

Am-Cm



I





соотв

II





соотв

III





соотв

IV





соотв

V





соотв


Наибольшее отличие измеренного сопротивления, приведённого к заводской температуре от заводских данных на ____ положений переключателя фазы ____ составляет ______%.

Листов - 3

Лист - 2

.3. Сопротивление постоянному току обмотки НН трансформатора.

Обмотка

Сопротивление Rом, Ом

Максимальное расхожд. между фазами, %

Соотв/ несоответсв


а-в

в-с




НН1





соотв

НН





соотв


. Коэффициент трансформации трансформатора Ктт

Положение перек.

Между обмотками ВН-НН

Ктт расч.

Максим. расхожд. между фазами

Соотв/ несоответсв


АВ

ав

Ктт

ВС

вс

Ктт

АС

ас

Ктт




1












соотв

2












соотв

3












соотв

4












соотв

5












соотв

6












соотв

7












соотв

8












соотв

9












соотв

10












соотв

11












соотв

12












соотв

13












соотв

14












соотв

15












соотв

16












соотв

17












соотв

18












соотв

19












соотв


Наибольшее отличие коэффициента трансформации от расчётного значения на ___ положении переключателя фаз АВ, ВС, СА составляет _________________________

Заключение по испытанию силового трансформатора: ___________________________

Приборы, применяемые при измерении и испытании трансформатора:

Мегаомметр, тип- ЭСО-202/2

№55761

дата очередной проверки 4 кв. 2004 г.

Мост постоянного тока, тип Р-333

№06786

дата очередной проверки 4 кв. 2004 г.

Комплект измерительный К-505

№2507

дата очередной проверки 4 кв. 2004 г.

Мост переменного тока: тип Р-5026

№628

дата очередной проверки 4 кв. 2004 г.


Данный протокол распространяется только на электрооборудование, подвергнутое испытанию. Запрещается перепечатка протокола без разрешения электротехлаборатории.

Измерение произвели: инженер ________________________________________

эл. монтёр _______________________________________

Протокол проверил руководитель ЭТЛ__________________________________

Листов - 3

Лист - 3

Форма 14

_____________________________________________________________________ (Министерство)(город) _____________________________________________________________________ (трест)(заказчик) _____________________________________________________________________ (монтажное управление)(объект) ______________________________________________________________200___г (участок) ПРОТОКОЛ ФАЗИРОВКИ Тип шинопровода, марка кабеля Обозначение шинопровода, номер кабельной линии по проекту Фаза А соответствует Фаза В соответствует Фаза С соответствует Фамилия и должность производящего фазировку         Проверил производитель работ_____________________________ () (подпись)


Приложение 9

__________________________________________   ЭЛ - 12

(наименование организации, предприятия)

__________________________________________

Свидетельство о регистрации № ______________ Заказчик:______________________________________

Действительно до «____»______________ 200 г. Объект:________________________________________

Лицензия Минэнерго РФ № _________________ Адрес: ________________________________________

Действительна до «____»______________ 200 г. Дата проведения измерений: до «___»______ 200 г.

ВЕДОМОСТЬ ДЕФЕКТОВ

По состоянию на __________________200__г.

№/№ п/п

Элемент электрооборудования, электроустановуки

Наименование дефекта

1

2

3











Испытания провели: ____________________ ____________________ ____________________

 (должность)  (подпись)  (Ф.И.О.)

____________________ ____________________ ____________________

 (должность)  (подпись)  (Ф.И.О.)

Протокол проверил: ____________________ ____________________ ____________________

 (должность)  (подпись)  (Ф.И.О.)

Частичная или полная перепечатка и размножение только с разрешения испытательной лаборатории.

Исправления не допускаются.

Протокол распространяется только на элементы электроустановки, подвергнутые измерениям (проверке).

Приложение 10

__________________________________________    ЭЛ - 8

(наименование организации, предприятия)

__________________________________________

Свидетельство о регистрации № ______________ Заказчик: ______________________________________

Действительно до «____»______________ 200 г. Объект: _______________________________________

Лицензия Минэнерго РФ № _________________ Адрес: ________________________________________

Действительна до «____»______________ 200 г. Дата проведения измерений: до «___»______ 200 г.

ПРОТОКОЛ № ____

проверки сопротивлений заземлителей и заземляющих устройств

Климатические условия при проведении измерений

Температура воздуха _______ °С. Влажность воздуха _______ %. Атмосферное давление _______ мм.рт.ст.

Цель измерений (испытаний)

_____________________________________________________________

(приёмо-сдаточные, сличительные, контрольные испытания, эксплуатационные, для целей сертификации)

Нормативные и технические документы, на соответствие требованиям которых проведены измерения (испытания):

_____________________________________________________________Вид грунта: ___________________________________________________________

Характер грунта:____________________________________________________________

  (влажный, средней влажности, сухой)

1.      Заземляющее устройство применяется для электроустановки: ______________________

    (до 1000 В, до и выше 1000 В, свыше 1000 В)

2.      Режим нейтрали: ______________________________________________________________

3.      Удельное сопротивление грунта: ________________________________________ (Ом х м).

.        Расчётный ток замыкания на землю:_________________________________________(А).

.        Результаты измерений:

 № п/п

Назначение заземлителя, заземляющего устройства

 Место измерения

Расстояние до потенциальных и токовых электродов, (м)

Сопротивление заземлителей (заземляющих устройств), (Ом)

 К сез.





Доп.

Измер.

Привед.


1

2

3

4

5

6

7

8


























1.      Измерения проведены приборами:

№ п/п

Тип

Заводской номер

Метрологические характеристики

Дата поверки

№ аттестата (св-ва)

Орган гос. метроло гической службы, проводивший поверку




Диапазон измерения

Класс точности

последняя

очередная






















Заключение: __________________________________________________________________

Испытания провели: ____________________ ____________________ ____________________

 (должность)  (подпись)  (Ф.И.О.)

____________________ ____________________ ____________________

 (должность)  (подпись)  (Ф.И.О.)

Протокол проверил: ____________________ ____________________ ____________________

 (должность)  (подпись)  (Ф.И.О.)

Частичная или полная перепечатка и размножение только с разрешения испытательной лаборатории.

Исправления не допускаются.

Протокол распространяется только на элементы электроустановки, подвергнутые измерениям (проверке).

Список литературы

1.      Акимова Н.А., Котеленец Н.Ф., Сентюрихин Н.И. Монтаж, техническая эксплуатация и ремонт электрического и электромеханического оборудования: Учеб. пособие для студ. учреждений сред. проф. образования. - М.: Мастерство, 2001. - 296 с.

2.  Инструкция по монтажу силовых трансформаторов напряжением до 110 кВ включительно ВСН 342-75. М.: «Энергия», 1977 г.

3.      Правила устройства электроустановок потребителей Издание 6 М: Энергоатомиздат 2000г.

.        Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей М: Издательство НЦ ЭНАС 2004г.

.        СНиП 3.01.01-85* с изменением № 1 от 11 декабря 1986 г. № 48 и введенным в действие 1 января 1987 г., и изменением № 2, от 6 февраля 1995 г. № 18-8 и введенным в действие 1 апреля 1995 г.

.        http://domremstroy.ru/elektro/provodka37.html

.        http://ee-system.ru/otkazy-elektrooborudovaniya/

.        http://leg.co.ua/transformatory/praktika/ispytaniya-transformatorov.html

.        http://www.enpromstroy.ru/transformator2.html

.        http://sil-trans-form.ru/vashi_voprosy#14

.        http://energ2010.narod.ru/energet3.htm

. http://forca.ru/knigi/oborudovanie/obsluzhivanie-i-remont-elektrooborudovaniya-podstancii-i-raspredelitelnyh-ustroistv_6.html

.        http://www.electro-m.ru/polez_info9.php

.        http://forca.ru/spravka/transformatory/defektaciya-transformatora.html


Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!