Реферат. Монтаж силовых трансформаторов
 Скачать 0.53 Mb.
|
|
Введение Силовые трансформаторы, установленные в ТП и РП, предназначены для преобразования высшего напряжения в низшее напряжение и относятся к установкам высокого напряжения. В зависимости от назначения они могут быть повышающими или понижающими. В распределительных сетях применяют трехфазные двухобмоточные понижающие трансформаторы, преобразующие напряжения 6кВ и 10 кВ в напряжение 0,4кВ и 0,23кВ. В зависимости от изолирующей и охлаждающей среды различают масляные трансформаторы ТМи сухие ТС. В масляных трансформаторах основной изолирующей и охлаждающей средой является трансформаторное масло, в сухих — воздух или твердый диэлектрик. Трансформаторы трехфазные в соответствии с ГОСТом выпускают следующих номинальных мощностей: 10, 16, 25, 40, 63, 100, 160, 250, 630 кВА и т.д. Трансформаторы напряжением до 35 кВ и мощностью до 100 кВА относят к I габариту, от 160 до 630 кВА — ко II габариту. Трансформаторы внутренней установки предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от + 40°С до 45. Электрические сети России охватывают всю обжитую территорию страны и являются технологической основой Единой энергетической системы России, играющей важнейшую интегрирующую роль в топливно - энергетическом комплексе и государстве в целом. Единая национальная электрическая сеть, совместно с распределительными сетями, обеспечивает выдачу мощности электростанций в основные узлы нагрузки, создает технологическую основу для функционирования оптового рынка мощности и электроэнергии на условиях параллельной работы. В конечном итоге именно электрические сети в совокупности определяют надежное и устойчивое электроснабжение производственно - хозяйственного комплекса и населения России, а также параллельную работу ЕЭС России и электроэнергетических систем других государств. Монтаж силовых трансформаторов 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. Подготовительные работы В ходе выполнения общестроительных работ готовятся подъездные пути к месту установки трансформатора, фундамент под трансформатор и маслоприемник с гравийной засыпкой. При приемке фундаментов под трансформаторы должны быть проверены наличие и правильность установки анкеров для крепления тяговых устройств при перекатке трансформаторов и наличие фундаментов под домкраты для разворота катков. В ходе подготовительных работ должны быть подготовлены в необходимом количестве трансформаторное масло, емкости для его хранения, индикаторный силикагель для термосифонных фильтров и воздухоосушителей. Трансформаторы мощностью до 1600 кВ*А поставляются полностью собранными и залитыми маслом. Трансформаторы большей мощности в зависимости от габаритных размеров и массы поставляются с демонтированными узлами, залитые маслом или без масла. Поставка трансформатора осуществляется железнодорожным транспортом или на платформе автотранспорта соответствующей грузоподъемности. При транспортировке большая ось трансформатора должна совпадать с направлением движения. Крепление трансформатора при транспортировке должно быть выполнено в соответствии с чертежом завода-изготовителя. Разгрузка трансформатора на монтажной площадке выполняется подъемным краном соответствующей грузоподъемности или с помощью гидравлических домкратов. Все операции по транспортировке, разгрузке и хранению трансформатора до его монтажа должны оформляться соответствующими актами. Монтаж трансформатора На подстанциях с высшим напряжением 35 кВ и более применяется, как правило, открытая установка трансформаторов. Закрытая установка трансформатора применяется только в районах с высокой степенью загрязнения, а также иногда в районах жилой застройки для ограничения уровня шума. Трансформаторы устанавливаются, как правило, непосредственно на фундамент без кареток (катков) и рельс. Трансформаторы на подстанциях, имеющих стационарные устройства для ремонта трансформаторов (башни) и рельсовые пути перекатки, а также на подстанциях с размещением трансформаторов в закрытых помещениях, следует устанавливать на каретках (катках). Реконструкция электрической части городской понизительной подстанции ... ... реконструкции электроустановок Согласно объемам реконструкции планируется произвести следующие: Реконструкция ОРУ 110 кВ: замена электротехнического оборудования 110 кВ; замена силовых трансформаторов. Реконструкция РУ 10 кВ: замена комплектно распределительного устройства на более нового образца. Установка ... Трансформатор устанавливается на фундамент таким образом, чтобы его крышка имела подъем по направлению к расширителю не менее 1%. Это необходимо для обеспечения беспрепятственного прохождения газов из бака к газовому реле, устанавливаемому в маслопроводе между баком и расширителем. Нормативные документы (СНиП, ГОСТ и другие) предусматривают монтаж трансформатора без ревизии его активной части, если не нарушались условия транспортировки, разгрузки и хранения трансформатора. Кроме того, при необоснованной ревизии завод-изготовитель вправе снять гарантию, установленную на трансформатор. Ревизия активной части допускается лишь в том случае, когда внешние признаки или результаты измерений указывают на возможные внутренние повреждения. При возникновении необходимости в ревизии активной части трансформатора принимаются меры для защиты изоляции обмоток от попадания в нее влаги из окружающего воздуха. Разгерметизация трансформатора выполняется в сухую ясную погоду. Температура активной части должна быть выше температуры окружающего воздуха. Это необходимо для избежания выпадения росы из окружающего воздуха на активную часть трансформатора. При необходимости активную часть предварительно прогревают. Продолжительность пребывания активной части трансформатора на открытом воздухе Тоткр ограничивают в зависимости от относительной влажности воздуха и напряжения трансформатора (табл. 1). Таблица 1 Напряжение трансформатора Влажность, % Тоткр , ч до 35 кВ до 75 24 до 35 кВ до 85 16 110 кВ и выше до 75 110 кВ и выше до 85 10 При ревизии активной части выполняются: проверка состояния болтовых креплений; подпрессовка обмоток; осмотр и проверка состояния изоляции элементов активной части; проверка схемы заземления; проверка сопротивления изоляции магнитопровода и его частей. После проведения всех работ по ревизии активной части ее промывают сухим трансформаторным маслом, устанавливают в бак, после чего уплотняют все места соединений крышки с баком (герметизируют трансформатор). Монтаж системы охлаждения и отдельных узлов Трансформаторы с естественным масляным охлаждением М (ONAN) мощностью до 1600 кВА транспортируются вместе с радиаторами охлаждения, трансформаторы мощностью 2500 кВА и более — с демонтированными радиаторами. У трансформаторов с принудительной циркуляцией воздуха Д (ONAF) и принудительной циркуляцией воздуха и масла ДЦ (OFAF) системы охлаждения на время транспортировки демонтируются и устанавливаются на месте монтажа трансформатора (рис. 1).  Рисунок – 1 Монтаж систем охлаждения Д (а) и ДЦ (б) силовой трансформатор ток намагничивание а) б) Рис. 1. Монтаж систем охлаждения Д (а) и ДЦ (б) При монтаже системы охлаждения типа Д (рис. 1, а) к боковой стороне бака 1 крепятся кронштейны 3 с растяжками 4. На кронштейнах устанавливаются двигатели с вентиляторами 2, монтируется схема их питания кабелем 5. После установки радиаторов 6 открывают радиаторные краны для последующего заполнения радиаторов маслом. Система охлаждения ДЦ может поставляться в навесном и выносном исполнении. Система охлаждения навесного исполнения (рис. 1, б) состоит из электронасоса 2, двигателей с вентиляторами 4, закрепленными в диффузорах 5, калорифера 6 с камерами для масла 3. Такая система поставляется в полностью собранном виде. При монтаже эта система соединяется с баком трансформатора 1 с помощью фланцев 9. Направления принудительного потока масла и потока воздуха при работе трансформатора показано стрелками 7 и 8 соответственно. Блоки системы охлаждения выносного исполнения устанавливаются на отдельных фундаментах по периметру трансформатора и соединяются трубами с баком трансформатора. Если по условиям монтажа некоторых узлов требуется разгерметизация трансформатора, необходимо соблюдать условия для предохранения изоляции от увлажнения. Эти условия были отмечены выше при рассмотрении вопроса о ревизии активной части трансформатора. При установке вводов особое внимание обращают на качественное уплотнение места посадки ввода в крышке трансформатора и на обеспечение надежных контактных соединений выводов обмоток. Расширитель 3 (рис. 2) с маслоуказателем 6 крепится на крышке 1 бака трансформатора с помощью специальных кронштейнов 2. Трубопровод 7 соединяет бак трансформатора с расширителем. В среднюю часть этого трубопровода устанавливается газовое реле 5, а в верхнюю часть этого трубопровода на фланце дна расширителя устанавливается реле уровня масла. Рис. 2. Монтаж отдельных узлов трансформатора  Рисунок – 2 Монтаж отдельных узлов трансформатора Выхлопная труба 4 устанавливается на крышке бака трансформатора. В верхней части трубы находится стеклянная мембрана, разрываемая при аварийном выбросе масла из трансформатора. Трансформатор должен устанавливаться таким образом, чтобы аварийный выброс масла не был направлен на близко стоящее оборудование. Воздухоосушитель соединяет надмасляное пространство в расширителе с окружающим воздухом. Присоединение к трансформатору термосифонного фильтра выполняется фланцевыми соединениями, расположенными в верхней и нижней частях бака трансформатора. После окончания монтажа всех узлов доливают сухое масло в бак трансформатора с заполнением его системы охлаждения и термосифонного фильтра. Температура заливаемого масла должна быть не ниже 10°С. При этом температура активной части должна быть выше температуры масла. Масло под давлением подается через вентиль, расположенный в нижней части бака трансформатора. Эксплуатация силовых трансформаторов. 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. Ремонт силовых трансформаторов Силовым называется трансформатор, предназначенный для преобразования приема и использования электрической энергии. Основными деталями силового трансформатора являются: а) магнитная систем; магнитопровод, состоящий из стержней, верхнего и нижнего ярма. Различают плоские и пространственные магнитопроводы, последние имеют ряд преимуществ перед обычными плоскими, а именно: уменьшаются трудозатраты па изготовление и сборку; повышается надежность стержня, так как прессующие шпильки отсутствуют; уменьшаются потери холостого хода, так как сечение стержня увеличивается за счет отсутствия отверстий под шпильки, а в результате при равных мощностях трансформаторов для пространственных магнитопроводов требуется меньше стали; б) обмотки ВН и НН, выполненные из круглых или прямоугольного сечения проводов, одна из которых называется первичной, а вторая вторичной. Магнитопровод с обмотками называется активной частью трансформатора; в) бак и расширитель (только у масляных трансформаторов; г) вводы, предназначенные для присоединения концов обмотки трансформатора к внешней электрической сети; д) переключатель для переключения числа витков обмотки ВН; е) контрольно-защитные устройства, приборы и арматура. Различают трансформаторы маслонаполненные (масляные) и сухие, однофазные и трехфазные. На рис.1 показаны маслонаполненные трансформаторы с плоской (а) и пространственной (б) магнитными системами  Рисунок 3 - Трансформаторы мощностью 400 кВ·А с плоским (а) и пространственным (б) магнитопроподами: 1 - транспортный ролик, 2 - болт заземления, 3 - радиатор, 4 - бак, 5 -щиток, 6 - крюк для подъёма, 7 - воздухоосушитель., 8 - маслоуказатель, 9 - расширитель 10-ввод ВН. 11 - ввод НН. 12 термометр. 13 - термосифонный фильтр, 14 - пробке для отбора пробы масла, 15 - пробка для слива. 16 - пробка дли долива масла, 17- переключатель, 18 - пробивной предохранитель 3.2 Основные виды повреждении и текущий ремонт трансформаторов Наибольшее количество повреждений наблюдается в устройствах обмоток, главной и продольной изоляции, вводов и переключателей. Поступивший в ремонт трансформатор осматривают. Знакомятся с эксплуатационно-технической документацией, обращая особое внимание на сведения о работе и дефектах трансформатора о эксплуатации, результаты предыдущего ремонта и особые требования, предъявляемые заказчиком. При внешнем осмотре могут быть установлены некоторые неисправности трансформатора: поверхностное перекрытие; пробой или разрушение изоляторов, ввод, вздутие бака, образовавшееся вследствие механических усилий внутри трансформатора при его аварии; нарушение прочности швов бака или уплотнений, наличие и течи масла; неисправности работы маслоуказателя, сливного крана и другие дефекты. 3.3 Ремонт вводов. Основные неисправности вводов (рис.4) следующие: трещины и сколы изоляторов, разрушение изоляторов, некачественная армировка и уплотнение, срыв резьбы контактного зажима при неправильном навинчивании и затягивании гайки. При значительных сколах и трещинах ввод заменяется. Армирование фарфоровых изоляторов начинают с изготовления зажима из медных или латунных прутков соответствующего диаметра и длины; на концах зажима нарезается резьба по размерам заменяемого. На зажим навинчивают стальной или бронзовый колпак и закрепляют его контргайкой. С внутренней стороны колпак с зажимом скрепляют газосваркой. Сварку производят латунью с применением в качестве флюса буры, предварительно прокаленной в течение 3 ч при 700 °С. Качество сварки должно быть проверено. После сварки зажим лудят гальваническим способом и подвергают вторичному испытанию.  Рисунок 4 - Армированный ввод 6-10 кВ наружной установки: 1 - фарфоровый изолятор, 2 - токоведущий стержень, 3 - резиновая шайба, 4 - колпак. 5 -фланец, 6 - прокладка, 7 - картонкая шайба, 8- стальная шайба, 9 - крышка трансформатора, 10 - армировочная масса. Зажим с приваренным к нему колпаком закрепляют в тисках. Для предохранения резьбу обертывают лентой из мягкого металла. Внутрь колпака вкладывают резиновую прокладку. Фарфоровый изолятор верхней частью вставляют в колпак и сверху на зажим надевают электрокартонную и металлическую шайбы, которые до отказа затягивают контргайкой. Колпак заливают замазкой, которую после застывания покрывают нитроэмалью 624С. В качестве армировочных цементирующих замазок для изоляторов напряжением до 10 кВ рекомендуется глетоглицериновая или портландцементная замазка. В случае переармировки изоляторов необходимо старую затвердевшую замазку удалить равномерным нагреванием фарфоровой части ввода, а затем фланца до 100-120 °С паяльной лампой или автогенной горелкой. Вследствие температурного расширения фланец отойдет от замазки и при легком ударе молотка по фланцу он отделится от фарфора. Начало обмоток ВН трехфазного трансформатора маркируется буквами А, В и С, а концы этих обмоток - X, Y и Z. Нейтраль - 0. Начало и конец обмоток НН маркируются соответственно а, в, с и х, у, z. 3.4 Ремонт поврежденных контактных зажимов. Поврежденную резьбу зажимов отрезают ножовкой заподлицо с плоскостью колпачка. Зажим высверливают на толщину тела колпачка (3-4 мм), после чего его можно свободно вынуть и заменить новым. Новый зажим приваривают от верхней плоскости колпачка. 3.5 Ремонт переключателей. Переключатель служит для переключения числа витков обмотки ВН и имеет три ступени регулировки напряжения: +5 %, номинальное напряжение, - 5 %. Наиболее распространены следующие типы переключателей: ТПСУ-9-120/6, устанавливаемый в трансформаторах мощностью до 100 кВ·А, напряжением до 6 кВ без расширителя; переключатель размещается под крышкой, в которой есть отверстие для рукоятки, и закрепляется на верхних ярмовых балках выемной части трансформатора; отверстие закрывается чугунным колпаком; ТПСУ-9-120/11, ТПСУ-9-120/12, применяемые в трансформаторах напряжением до 10 кВ и мощностью до 1000 кВ·А включительно; переключатель устанавливается над крышкой трансформатора. В последних конструкциях трансформаторов напряжением 10 кВ применяется переключатель реечного типа ПТО-10/63-65, предназначенный для переключения ответвления обмоток в пределах ±2х2,5 % на трансформаторах I-III габаритов на напряжение до 10 кВ. Наиболее частыми повреждениями переключателей являются оплавления и подгорания контактных поверхностей. При значительных оплавлениях и полном выгорании контактов переключатель заменяют новым. В целях устранения повреждений пружины переключатель проверяют путем переключения его по всем ступеням. Исправная пружина для переключателя ТПСУ, ПТО обеспечивает нажатие контактов в рабочем положении 50- 60 Н. Каждое положение переключателя четко фиксируется, что сопровождается щелчком. При осмотре переключателя его следует очистить, закрепить и подтянуть контакты. Иногда контактная поверхность переключателей покрывается очень стойкой и твердой пленкой - продуктом Старения масла. Ее удаляют, протирая поверхность колец и стержней контактов тряпкой, смоченной ацетоном. Применение для этой цели наждачной бумаги недопустимо, так как она может повредить никелированную поверхность. 3.6 Ремонт пробивного предохранителя. После каждого пробоя предохранителя устанавливают новую слюдяную пластинку толщиной 0,25 мм, а контактные поверхности предохранителя тщательно зачитают от образовавшегося нагара. 3.7 Ремонт бака. Сравнительно распространенными случаями повреждения бака, вызывающими его течь, являются нарушения сварных швов и недостаточная плотность прокладки между баком и крышкой. Пустой бак очищают от осадков, грязи, промывают и ополаскивают теплым маслом. Проверяют исправность работы спускного крана. Места течи заваривают, предварительно тщательно очистив место сварки от масла и краски и просушив его постепенным и равномерным нагревом паяльной лампой. Незначительную течь масла в швах или в местах вварки труб охлаждения можно устранить чеканкой. По окончании сварки бак в течение 1-2 ч испытывают избыточным давлением столба масла высотой 1,5 м над уровнем масла в расширителе, используя трубку с воронкой диаметром 3/4- 1". Трубку завинчивают в отверстие для пробки расширителя и заполняют маслом примерно до 2/3 высоты воронки. На время испытания все отверстия, связанные с баком и расширителем, должны быть герметически закрыты. По окончании испытания масло из воронки сливают до наивысшего уровня в расширителе, а отверстие для заливки масла завинчивают пробкой. После этого удаляют выполненные для проведения испытаний герметические уплотнения и устанавливают необходимый уровень масла по указателю, сливая избыток масла из расширителя. Одновременно проверяют исправность действия маслоуказателя и пробок. 3.8 Ремонт прокладок. Пришедшие в негодность уплотняющие прокладки заменяют новыми, изготовленными из маслостойкой резины. Разметку отверстий в прокладках для прохода болтов делают по крышке или фланцу бака. Отверстия выполняют просечкой. Во избежание перекоса крышки дополнительно прокладывают проволочный ограничитель 5 (рис.5).  Рисунок 5 - Установка уплотняющей прокладки: 1 - стенка бака. 2 - фланец бака, 3 - болт, 4 - резиновая прокладка. 5 - проволочный ограничитель 6 –крышка 3.9 Ремонт и изготовление изоляции и обмоток Главная изоляция обеспечивает изоляцию обмоток друг от друга и от заземленных частей. К. ней относятся масляный канал и изоляционный цилиндр 4, изолирующие обметку НН от стержня 5, цилиндр 3 между обмотками ВН и НН, перегородка 8 между обмотками. При повреждении гласной изоляции (рис.6) или обмоток трансформатор подлежит капитальному ремонту с разборкой активной части, которая выполняется в такой последовательности.  Рисунок 6 - Схема главной изоляции обмоток: 1 - уравнительная изоляция, 2 - ярмовая изоляция, 3 - изоляционный цилиндр и масляный канал, 4 - цилиндр между обмотками НН и стержнем, 5 -- стержень, 6 - верхняя ярмовая балка, 7 - верхняя уравнительная изоляция, 8 -междуфазная перегородка, 9 - обмотка ВН, 10 -обмотка НН, 11 - нижняя ярмовая балла Демонтируют отводы, отвинчивают гайки вертикальной шпильки, ослабляют и отвинчивают гайки прессующих шпилек, которые вынимают вместе с бумажно-бакелитовыми трубками. Шпилька и бандаж (в случае металлического) должны иметь надежную изоляцию от листов стали магнитопровода и ярмовых балок (см. рис.3). Верхние ярмовые балки и изоляционные электрокартонные прокладки снимают. Ярмовые балки со стороны ВН и НН не взаимозаменяемы и поэтому их маркируют. Вынимают заземляющую ленту магнитопровода, снимают верхнюю уравнительную изоляцию. Демонтируют шпильки. В процессе разборки все детали внимательно осматривают и отбраковывают. Расшихтовывают верхнее ярмо, начиная с крайних пакетов с обеих сторон (ВН и НН), идя к середине ярма, вынимая одновременно по 2-3 листа. После расшихтовки верхнего ярма выступающие расходящиеся в сторону листы стержней связывают киперно лентой, чтобы облегчить снятие обмоток. Поочередно снимают обмотки ВН, выгибая предварительно вертикально концы обмотки НН. Обмотки в зависимости от массы снимают вручную или специальным приспособлением. Их осматривают, замеряют, определяют характер и объем ремонта или необходимость изготовления новых. Затем снимают ярмовую и уравнительную изоляции. К числу наиболее распространенных повреждений обмотки следует отнести: замыкание между витками и замыкание на корпус, межсекционные пробои, электродинамические разрушения, обрыв цепи. Повреждения изоляции в основном происходят в результате её естественного износа и уменьшения механической прочности при длительной эксплуатации (15 лет и больше), при длительных перегрузках трансформатора, сопровождаемых перегревом обмоток. При коротких замыканиях вследствие электродинамических усилий наблюдаются деформация обмоток, сдвиг их в осевом направлении и, как правило, механическое разрушение изоляции. Обрыв цепи обмоток, замыкание их на корпус или пробои возникают вследствие обгорания вводных концов, небрежного соединения их или в результате воздействия электродинамических усилий. 3.10 Ремонт обмоток (рис.7, а, б) в большинстве случаев сводится к замене клиньев, прокладок и других изолирующих обмотку элементов. Для проводов прямоугольного профиля большого сечения обычно ограничиваются заменой повреждённой витковой изоляции. Переизолировка провода небольших однослойных катушек, как правило, выполняется вручную.  Рисунок 7 - Цилиндрические обмотки: а - однослойная, б - двухслойная, 1 - провод, 2 - выравнивающий поясок, 3 - коробочка из электрокартона, 4 - наружный слой обмотки, 5 - вертикальный масляный канал, 6 - внутренний слой обмотки, 7 - планка из бука, Поврежденную изоляцию удаляют обжигом. Чтобы витки обмотки во время обжига не разошлись, на обмотку в Осевом направлении накладывают несколько проволочных бандажей, которые после обжига аккуратно снимают. Медный провод освобождают от остатков обгоревшей изоляции. Витки обмотки (рис.8) изолируют двумя слоями бумажной или тафтяной ленты в полуперекрышку.  Рисунок 8 - Ручная изолировка витков: 1 - провод обмотки, 2 -электрокартонная полоска, 3 - тафтяная лента 4 -деревянный клин Для усиления изоляции между смежными витками по соприкасающейся поверхности нитка под слой ленты укладывают полоску из электрокартона толщиной 0,5 мм и шириной, равной ширине соприкасающейся поверхности нитка. Изолированную катушку выравнивают с торца клиновидным пояском, выполненным из электрокартона, который прикрепляют к витку бандажом из киперной или тафтяной ленты. Катушке придают нужный размер по диаметру и высоте путем обтяжки ее па шаблоне. Чтобы не допустить ослабления и распускания витков, их закрепляют в нескольких местах равномерно по окружности восьмерочными бандажами из киперной ленты, как это показано на рис.9. Затем обмотку высушивают, пропитывают соответствующими лаками и запекают. Поврежденные многослойные и другие обмотки, выполненные из проводов мелких сечений, в большинстве случаев заменяют новыми.  Рисунок 9 - Пример закрепления витков и уравнительного клиновидного поиска: 1 - уравнительный поясок, 2 - витки. - восьмерочный бандаж из киперной ленты 3.11 Сборка трансформаторов После того как отремонтированы все детали, приступают к сборке трансформатора. На стержни магнитопровода насаживают отремонтированные обмотки: сначала НН, затем ВН (рис.10). Обмотки расклинивают на стержнях и между собой. После насадки обмоток приступают к шихтовке верхнего ярма. Ответственной операцией является прессовка всей выемной части. Вертикальными стяжными шпильками сжимают ярмовые балки и тем самым осаживают обмотку. Ударами молотка через фибровую прокладку осаживают листы стали верхнего ярма. Стильной конусной оправкой выправляют отверстия верхнего ярма для стяжных шпилек. Вставляют бакелитовые трубки и стяжными шпильками прессуют верхнее ярмо. После сборки выемной части выполняют серию предварительных испытаний. Далее производят заготовку, установку, соединение, пайку, изолирование и крепление отводов. Отводы с концами обмоток соединяют сваркой или пайкой. Пайку проводов сечением до 30-40 мм  лучше выполнять электрическим паяльником. Провода большего сечения паяют специальными клещами медно-фосфористым припоем. Клещи присоединяют к понижающему трансформатору 12 - 24 В мощностью 1 -1,5 кВт.Полностью собранную выемную часть трансформатора сушат, так как она имеет много изоляционных деталей, которые в процессе хранения и сборки могли увлажниться. Существует несколько методов сушки выемной части трансформаторов, по наиболее распространенным и доступным в ремонтной практике является способ индукционного нагрева. При этом способе на наружные стенки бака, предварительно утепленные асбестом, накатывают изолированный провод. Необходимое количество витков определяется расчетом или опытным путем. По обмотке пропускают ток расчетной величины при определенном напряжении. Для циркуляции в баке нагретого воздуха на крышке устанавливают вытяжную трубу высотой 1,5- 2 м. а внизу бака открывают одно из отверстий. Температура контролируется термометрами. Сушка ведется непрерывно. Периодически замеряют сопротивление изоляции обмоток, и если оно в течение 6 - 8 ч не меняет своей величины при постоянной температуре б баке 105 °С, сушку считают законченной. Отремонтированный и высушенный трансформатор подвергает испытаниям в соответствии с "Нормами испытания электрооборудования". Их результаты заносятся в паспорт отремонтированного трансформатора.  Рисунок 10 - Насадка обмоток трансформатора: 1 - уравнительная изоляция, 2 - ярмовая изоляция, 3- мягкий цилиндр, 4 - временная хлопчатобумажная лента или веревка, 5 - стержень, 6 - обмотка НН, 7 - обмотка ВН Заключение В данной работе были рассмотрены вопросы монтажа, пуска, эксплуатации, ремонта и трансформаторов. Правильный монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт трансформаторов во многом определяет технико-экономические показатели подстанции в целом. Правильная утилизация электрооборудования позволяет повторно использовать ценные материалы и помогает сохранить окружающую среду. Мною были подробно рассмотрены следующие пункты: - транспортировка и хранение трансформатора; - конструктивное исполнение трансформатора (его активная часть; - бак трансформатора; расширитель и выхлопная труба; - система охлаждения ДЦ; - вводы; - переключающее устройство; - контрольно-измерительные приборы и аппаратура); - монтаж (подготовка монтажа; - проверка фундаментов под монтаж; монтаж трансформаторов; сушка обмоток трансформаторов); - пусконаладочные работы; испытания трансформаторов (определение условий включения трансформаторов; измерение сопротивления изоляции обмоток; - проверка коэффициента трансформации; - испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением; - проверка системы охлаждения; проверка состояния силикагеля); эксплуатация трансформаторов (организация обслуживания трансформаторов; оперативное обслуживание трансформаторов; - техническое обслуживание трансформаторов); - классификация ремонтов трансформаторов (текущий ремонт трансформаторов; капитальный ремонт трансформаторов). Список использованных источников 1. Полуянович Н.К. Монтаж, наладка, эксплуатация и ремонт электрооборудования и систем электроснабжения промышленных предприятий: Учеб. пособие.- Таганрог: Изд-во ТРТУ, 2005 2. Сибикин Ю.Д. Монтаж, эксплуатация и ремонт электрооборудования промышленных предприятий и установок. М.: «Высшая школа», 2003 3. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок. перераб. и с доп., с изменениями - М.: Госэнергонадзор, 2003 4. Правила устройств электроустановок. Издание 6,7 версия: 1.1.202.: 2005 5. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей \ Мин-во энергетики РФ.- М.:НЦ ЭНАС. 2003 |