монтаж силового оборудования. Курсавая работа АРТУР. Монтаж силового трансформатора
 Скачать 1.02 Mb.
|
|
2.5 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 заколачиванием 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. 2.6 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.  Рис. 2.3- 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. 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). 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. 2.7 Измерение тока и потерь холостого хода В соответствии с требованиями ПУЭ производится одно из измерений: Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется. Таблица 2.5 Векторные диаграммы и расчетные формулы для определения группы соединения силовых трансформаторов.
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  Рис.2.4- 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.   Рис.2.5- Схемы измерения потерь холостого хода в трехфазных трансформаторов. а)- для измерения суммарных потерь; б - для измерения потерь в приборах. Раздел 3. Монтаж и техническое обслуживание силовых трансформаторов 3.1 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·Авключительно. Требования настоящей Инструкции соответствуют требованиям инструкций по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов. 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 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. 3.2 Электромонтажные работы Монтаж силовых трансформаторов должен выполняться специализированными бригадами под руководством высококвалифицированных прорабов и мастеров, имеющих опыт по монтажу трансформаторов, в строгом соответствии с ТТМ 16.800.723-80. Составляющие детали частично демонтированных силовых трансформаторов отправляются с завода в упаковке, ящиках или надежно защищенными от влаги. Работы по монтажу силовых трансформаторов подразделяются на следующие этапы: транспортировка силовых трансформаторов от места выгрузки до места установки; хранение силовых трансформаторов и его частей на месте установки до начала монтажа; подготовительные работы к монтажу; проверка состояния изоляции обмоток силовых трансформаторов, установка его на фундамент и монтаж силовых трансформаторов, его охлаждающей системы, а также обработка масла и заливка маслом силовых трансформаторов; испытания силовых трансформаторов в процессе и по окончании монтажа, пробное включение силовых трансформаторов в эксплуатацию вхолостую и под нагрузкой. Прибывший с завода-изготовителя или компании по продаже, силовой трансформатор разгружают. В тех случаях, когда работы по монтажу силового трансформатора не могут быть начаты немедленно, организовывают хранение силового трансформатора и его частей. До начала монтажа трансформатора выполняют следующие работы: 1) фундамент под силовой трансформатор помещение трасформаторно-масляного хозяйств (ТМХ), баки для хранения масла с коммуникациями маслопроводов, железнодорожные пути вдоль силового трансформатора и ТМХ, противопожарный водопровод и другие устройства принимают под монтаж от строительной организации по акту; 2) монтажные механизмы, аппараты и инвентарные устройства, необходимые для монтажа в соответствии с ППЭР и технологической картой, доставляют на монтажную площадку, испытывают и подготавливают к работе; 3) трансформаторное масло в необходимом количестве просушивают и заливают в баки, оборудованные масломерным устройством и системой «дыхания»; 4) подбирают необходимые средства пожаротушения и организуют противопожарный пост на время прогрева или сушки трансформатора. Монтаж трансформаторов начинают с подготовки всех комплектующих его узлов, подлежащих монтажу. К таким узлам относятся вводы, система охлаждения, встроенные ТТ, термосифонные фильтры, газовые реле, реле уровня масла, расширитель, выхлопная труба и пр. Встроенные трансформаторы тока, хранящиеся залитыми маслом в кожухах, подвергают проверке соответствия их характеристик паспортным данным. После вскрытия ТТ могут находиться на открытом воздухе не более 24 часа. Термосифонные фильтры перед установкой на силовой трансформатор разбирают, очищают, промывают сухим трансформаторным маслом и засыпают силикагелем марки КСК (крупный силикагель крупнопористый), дробленым или гранулированным силикагелем по ГОСТ 3056-74. Размер зерен в пределах 2,5—7 мм. Возможно также использование активной окиси алюминия сорта А-1. Перед засыпкой силикагель подвергают сушке 8 ч при температуре t = 140 "С или в течение 2 ч при t = 300 °С. До установки силового трансформатора производят осмотр кареток и катков, их очистку и смазку тавотом. Под специальные площадки силовых трансформаторов устанавливают гидродомкраты, силовой трансформатор приподнимают и под него подводят и устанавливают каретки с катками. После этого силовой трансформатор плавно опускают домкратами на рельсовый путь. Выполняется предварительная оценка состояния изоляции и решается вопрос о включении силового трансформатора под напряжение без сушки. Влагосодержание образца изоляции, закладываемого в силовой трансформатор толщиной 3 мм, должно быть не более одного процента. 3.3 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. 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. 3.4 Расчёт и построение кривой жизни электрооборудования Важным методическим аспектом при исследовании свойства надёжности электрической сети является понятие «отказа». Под отказом понимается непредусмотренное прекращение или утрата объектом способности выполнять в необходимом объёме (размере) свои функции свыше допустимого времени. 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 одноцепнойВЛ, 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. 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 3.5 Приёмо-сдаточная документация Для сдачи трансформатора в эксплуатацию необходимо оформить: 1) комплект технической документации завода-изготовителя, на основании которой был выполнен монтаж; 2) акт о приемке фундамента трансформатора под монтаж; 3) акт о приемке силового трансформатора в монтаж; 4) протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части; 5) протокол ревизии трансформатора (если она производилась); 6) протокол измерений характеристик изоляции; 7) протокол сушки трансформатора (если она производилась); 8) протокол испытания и промывки охлаждающих устройств трансформатора (радиаторов, системы масло охлаждения "ДЦ"); 9) протокол анализа физико-химических свойств трансформаторного масла; 10) протоколы проверки в лаборатории газового реле, реле уровня масла, термометрических сигнализаторов (термометров) и всех измерительных приборов; 11) протоколы испытаний вводов (маслонаполненных и др.) и защитных устройств; 12) протоколы испытания трансформатора; 13) 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. 3.6 Эксплуатация электрооборудования Смонтированные электроустановки до приемки в эксплуатацию должны быть приняты заказчиком от подрядной организации по акту. Для сдачи трансформатора в эксплуатацию монтажная организация оформляет следующую документацию: Перед приемосдаточными и пусконаладочными испытаниями проверяют выполнение ПУЭ, СНиП, государственных стандартов, включая стандарты безопасности труда, правил техники безопасности и промышленной санитарии, правил взрыво- и пожаробезопасности. Включение трансформаторов 110 кВ под напряжение должны проводить не раньше чем через 12 ч после последней доливки масла. Максимально-токовую защиту устанавливают на срабатывание без замедления, а газовую защиту — на отключение высоковольтного выключателя. Перед включением трансформатора проводят тщательный его осмотр. Включение трансформатора производят толчком на номинальное напряжение на время 30 мин для прослушивания трансформатора и наблюдения за его состоянием. При нормальной работе трансформатора должен быть умеренный, равномерный звук, без резкого гудения или повышенного местного шума и треска внутри трансформатора. После снятия напряжения изменяют установку максимальной защиты; сигнальные к я акты газовой защиты переключают на сигнал и несколько раз включают и отключают трансформатор толчком на полное номинальное напряжение для проверки отстройки защиты от бросков намагничивающего тока. При осмотре трансформаторов проверяют: режим работы, нагрузку по отношению к номинальной мощности трансформатора; уровень масла во вводах (давление — в герметичных вводах) и в расширителе и соответствие его показанию термометра; соответствие положения разъединителя в нейтрали трансформатора заданному энергосистемой режиму; состояние кожухов трансформаторов и отсутствие течи масла в местах уплотнения; вводов (отсутствие следов разрядов, трещин, сколов, загрязнений); ошиновки, кабелей (отсутствие нагрева контактных соединений); маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров и влагопоглощающих патронов, голубой цвет контрольного силикагеля; маслосборных и маслоохлавдающих устройств; исправность устройств сигнализации и пробивных предохранителей; рабочего и защитного заземления; соответствие указателей положения устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторе и щите управления; отсутствие постороннего неравномерного шума и потрескиваний внутри трансформатора; целостность мембраны выхлопной трубы; целостность фундаментов и площадок вокруг трансформаторов наружной установки; работу обдува в летнее время и обогрева РПН—в зимнее. В зимнее время необходимо дополнительно обращать внимание на натяжение проводов ошиновки и спусков к вводам. Во время осмотров не допускается выполнения каких-либо работ. Осмотры трансформаторов можно проводить как под напряжением, так и в отключенном состоянии одновременно с их ремонтом. Межремонтные испытания и измерения — это профилактические испытания, не связанные с выводом электрооборудования в ремонт. При работе трансформаторов возникают потери энергии, превращающиеся в конечном счете в тепло. Тепловая энергия повышает температуру обмоток, активной стали, контактных соединений и других конструктивных деталей. Нагревание оборудования ограничивает его мощность и является главной причиной старения изоляции. Если температура нагрева выдерживается в пределах, соответствующих данному классу изоляции, то обеспечивается нормальный срок службы оборудования, исчисляемый 15—20 годами. Форсированные режимы сокращают нормальные сроки, и наоборот, систематические недогрузки приводят к недоиспользованию материалов: оборудование морально стареет и необходимость в его замене возникает раньше, чем износится изоляция. На практике отмечены случаи ложного срабатывания газовой защиты на отключение трансформатора, вызванные неисправностью цепей вторичных соединений защиты, а также прохождением сквозных токов КЗ, когда электродинамическое взаимодействие между витками обмоток передавалось маслу; толчком масла в момент соединения двух объемов, давления в которых различны. Например, газовая защита срабатывала во время открытия крана на линии, соединяющей расширитель трансформатора с эластичным резервуаром, после очередной подпитки его азотом. Характерным для всех этих случаев было отсутствие газа в реле. Оно оставалось заполненным маслом, поскольку никаких выделений газа в трансформаторе не происходило. Такие срабатывания защиты принято классифицировать как ложные. В этих случаях после установления причины отключения трансформаторы включают в работу, а неисправную газовую защиту ремонтируют. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
