Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Монтаж подстанций промышленных предприятий

Монтаж трансформаторов - Монтаж подстанций промышленных предприятий

Оглавление
Монтаж подстанций промышленных предприятий
Подготовка и организация монтажа подстанций
Организация работ
КСО, КРУ и КТП
Монтаж КРУ и КТП
Сведения об устройстве трансформаторов
Монтаж трансформаторов
Сборка и установка трансформаторов
Масляные выключатели
Монтаж малообъемных выключателей и приводов к ним
Разъединители
Выключатели нагрузки
Токоограничивающие аппараты
Измерительные трансформаторы
Изоляторы и шины
Заземляющие устройства
Монтаж РУ до 1000 В

Монтаж силовых трансформаторов

Монтаж силовых трансформаторов складывается из ряда операций: погрузки, транспортирования и выгрузки; ревизии и сушки; сборки и установки; пробного включения под напряжение. В комплексе операций по монтажу трансформаторов значительное место по трудоемкости занимают такелажные работы.
Отгрузку трансформаторов производят, как правило, железнодорожным или автомобильным транспортом. Доставку трансформаторов к месту установки осуществляют преимущественно автомобильным транспортом соответствующей грузоподъемности, тракторами на специальных транспортных приспособлениях или тягачами на автотрайлерах.
Погрузку и выгрузку трансформаторов с железнодорожной платформы или автомашины производят подъемными кранами с помощью стальных стропов за четыре подъемных крюка, приваренных к стенкам верхней рамы бака. Эти крюки рассчитаны на подъем полностью собранного и залитого маслом трансформатора. Угол наклона строп к вертикали не должен превышать 30°. Подъем производят также с помощью специальной траверсы. Для предохранения троса от перетирания в местах его касания крышки бака подкладывают металлические прокладки.
При отсутствии крана разгрузку и перемещение трансформаторов производят с помощью лебедок и домкратов. Перемещение по наклонной плоскости применяют для трансформаторов массой не более 10—15 т, при этом угол наклона трансформатора к вертикали не должен превышать 15°, для чего длина наклонного настила должна быть не менее его четырехкратной высоты.
После выгрузки проверяют состояние трансформатора и ведут подготовку его к монтажу или к длительному хранению, если монтаж переносится на более поздний
срок. Приемка трансформатора производится по внешнему осмотру. Проверяют отсутствие вмятин и повреждений бака, радиаторов, расширителя, выхлопной трубы и других деталей, герметичность уплотнений, целость сварных швов, отсутствие трещин и отбитых краев у вводов, комплектность деталей по накладной и по демонтажной спецификации завода-изготовителя, наличие пломб на всех кранах для масла. У трансформаторов мощностью до 1600 кВ-А включительно и напряжением до 35 кВ, транспортируемых с установленными расширителями и заполненных маслом до нормального уровня, герметичность уплотнений проверяется наличием масла в пределах отметок маслоуказателя в расширителе. При транспортировании трансформатора с маслом, но без расширителя проверку его герметичности производят давлением столба масла высотой 1,5 м в течение 3 ч, для чего на крышке бака трансформатора устанавливают трубку длиной 1,5 м, диаметром 1—1,5 дм с воронкой.
Порядок и условия хранения трансформаторов до монтажа имеют большое значение как с точки зрения сокращения затрат труда на ревизию и монтаж, так и длительности срока их службы после монтажа в процессе эксплуатации. Правильное хранение трансформатора обеспечивает возможность включения его под напряжение без сушки.
Трансформаторы, поступившие с установленным расширителем и заполненные маслом до нормального уровня, хранятся как резервные, подготовленные к эксплуатации с соблюдением всех требований, предъявляемых правилами технической эксплуатации к силовым трансформаторам, находящимся в резерве. Периодически проверяют уровень масла в расширителе и при понижении его в связи с изменением температуры производят доливку сухим и чистым маслом, периодически открывают пробку грязевика расширителя и спускают накопившиеся там осадки; наблюдают за электрической прочностью масла и при снижении ее ниже установленных норм производят сушку и очистку масла.
Трансформаторы, транспортируемые частично демонтированными, но с баком, заполненным маслом, после испытания на герметичность и установки расширителя доливают сухим чистым маслом, не позднее чем через 6 мес после отправки с завода.
Ревизия трансформаторов. Ревизия силовых трансформаторов производится для выявления и устранения неисправностей и повреждений. Ревизии подвергают не все трансформаторы. В соответствии с ГОСТ 11677-75 следует производить включение в эксплуатацию трансформаторов без осмотра активной части при соблюдении требований к их транспортированию и хранению, изложенных в специальной инструкции [4].
При нарушении требований [4] или при обнаружении неисправностей производят подъем активной части для ревизии деталей, находящихся внутри бака. Вскрытие трансформатора для осмотра активной части возможно только при соблюдении условий, предохраняющих изоляцию трансформатора от увлажнения. Осмотр активной части рекомендуется производить в помещении, защищенном от попадания атмосферных осадков и пыли.

Осмотр допускается производить и вне помещения, но при условии устройства над трансформатором временного сооружения или палатки. Температура активной части перед вскрытием трансформатора должна быть равна или выше температуры окружающей среды. Если температура активной части ниже температуры окружающей среды, то до вскрытия путем нагрева трансформатора поднимают температуру активной части на 10 °С выше или трансформатор выдерживают в течение времени, необходимого для выравнивания температур. Для подъема активной части трансформаторы мощностью до 6300 кВ-А снабжены специальными подъемными кольцами (рымами), навинченными на выступающие над крышкой концы шпилек. У трансформаторов мощностью выше 6300 кВ-А активная часть не связана с крышкой и подъем производится за приваренные к верхним консолям магнитопровода четыре подъемные крюка или подъемные планки, в отверстия которых вставляются круглые стальные стержни для зачаливания стропов. Активная часть не связана с крышкой также у трансформаторов мощностью до 63 кВ-А, и ее подъем производится за верхние швеллеры ярма после снятия крышки. Подъем активной части выполняют осторожно, не допуская ее касания стенок бака; после подъема на 100—200 мм проверяют правильность строповки и надежность тормозов. Поднятую активную часть опускают на настил из досок или шпал. Масло из бака сливают в чистый сухой резервуар. У трансформаторов до 3-го габарита включительно, осмотр которых производится непосредственно после прибытия с завода-изготовителя, слив масла не обязателен, если при осмотре активной части не обнаружено отсутствующих болтов, гаек и т. п.
Продолжительность пребывания активной части на воздухе, считая с момента вскрытия трансформатора, не должна превышать 24 ч при относительной влажности воздуха до 65%, 16 ч при относительной влажности до 75%.
При осмотре активной части проверяют: состояние изоляционных прокладок; плотность сборки магнитопровода; затяжку всех крепящих болтов; состояние обмоток, их крепление, отсутствие смещений и деформаций, надежность соединений; состояние изоляторов; действие переключателя.
Обнаружение неисправности устраняют подпрессовкой, подтяжкой болтов и гаек и т. д. Одновременно производят замеры сопротивления изоляции между обмотками, между обмотками и корпусом, проверяют отсутствие обрыва в обмотках. Мегаомметром проверяют также сопротивление изоляции стяжных болтов, доступных для осмотра, и испытание прочности их изоляции по нормам и в объеме, предусмотренном ПУЭ.
В объем ревизии трансформаторов, кроме осмотра активной части, входит также осмотр и проверка всех наружных деталей до их установки на место — радиаторов, бака, расширителя, масляной арматуры, вводов, приборов защиты и контроля. Бак проверяют на отсутствие просачивания масла в местах сварки. Устраняют течь масла заваркой обнаруженных дефектных мест. Ликвидация течи путем применения замазки или клея не является эффективным средством, так как устраненная на некоторое время течь появляется вновь при разогреве масла. Заварку дефектных мест производят при слитом масле и промытом баке. Качество сварки обычно испытывают на просачивание керосина. Раму бака очищают от ржавчины и остатков старых уплотнений, промывают бензином и поврежденные прокладки заменяют новыми из маслоупорной резины, пробковых листов, электрокартона, клингерита. Резиновую прокладку укладывают на резиновом клее, прокладки из других материалов — на маслостойком лаке. Бак очищают от
грязи и промывают сухим, чистым трансформаторным маслом. В подготовленный бак плавно опускают активную часть, предварительно промытую сухим и чистым маслом, соблюдая строго горизонтальную ее подвеску на стропах. Устанавливают крышку бака на уплотняющих прокладках и равномерно затягивают болты по периметру крышки.
Транспортируемые отдельно расширители, радиаторы, выхлопные трубы должны быть на заводе-изготовителе промыты, испытаны и загерметизированы. Они подвергаются испытанию и промыванию на месте монтажа только тогда, когда обнаружены повреждения или нарушена герметизация. В этом случае радиаторы до навески испытывают давлением столба масла, ручным насосом и сжатым воздухом. При появлении течи дефектное место заваривают автогеном и повторяют испытание. Испытанные радиаторы промывают через центрифугу или фильтр-пресс подогретым до температуры 50—60°С маслом до исчезновения следов грязи на фильтровальной бумаге. До установки на место оба фланца закрывают заглушками.
Расширитель, прибывший отдельно от трансформатора, очищают от ржавчины, промывают сухим и чистым маслом, проверяют на отсутствие течи в сварных швах и масломерном стекле.
Выхлопную трубу очищают от ржавчины и проверяют исправность стеклянной мембраны, уплотнения и надежность мест сварки. При необходимости замены мембраны вырезают алмазом новое стекло толщиной 2,5—4 мм в зависимости от диаметра диска и устанавливают его между резиновыми кольцами толщиной 4—5 мм.
Термосифонный фильтр разбирают, очищают и промывают чистым маслом, предварительно удалив из фильтра воздух через патрубок на его крышке (воздушник). Подачу масла производят через нижний патрубок фильтра. После прекращения выделения воздуха открывают верхний кран фильтра и масло стекает в отдельную посуду для пробы на отсутствие механических примесей. Фильтр устанавливают и присоединяют к трансформатору, заполненному сухим чистым маслом.
Заполнение бака трансформаторным маслом после ревизии производится через нижний кран полностью у трансформаторов малой и средней мощности и до
уровня выше изоляции активной части — у крупных трансформаторов, которые заливают полностью маслом после сборки. Трансформаторы, подлежащие сушке, заполняют маслом после завершения сушки.
Вторая ревизия активной части выполняется после окончания сушки, заполнения маслом и охлаждения через 8—12 ч, чтобы изоляция трансформатора надежно пропиталась маслом. Осмотр активной части и устранение неисправностей производят в том же порядке, что и при первой ревизии.
Контроль состояния изоляции трансформаторов. Условия включения трансформаторов без сушки и необходимость сушки активной части регламентированы [4].
Обмотки трансформатора считают неувлажненными и сушку их необязательной в результате комплексного рассмотрения результатов ряда испытаний, а также условий транспортирования трансформатора и его хранения до и во время монтажа. Существует несколько способов испытания и определения степени увлажнения обмоток трансформаторов:
по коэффициенту абсорбции, т. е. по соотношению сопротивлений изоляции обмоток в зависимости от времени приложения напряжения. Мегаомметром измеряют сопротивление изоляции обмоток через 15 и 60 с после приложения напряжения и определяют коэффициент абсорбции, равный отношению R60/R15.
по зависимости емкости от частоты тока при неизменной температуре. У влажной изоляции емкость повышается с понижением частоты, особенно при высокой температуре, и, наоборот, емкость высушенной изоляции с изменением частоты мало изменяется при любой температуре. Специальным прибором ПКВ (прибор контроля влажности) измеряют емкость обмоток при температуре 10—20°С при частотах 2 Гц (С2) и 50 Гц (С50). Отношение С2 и С50 характеризует степень увлажненности обмоток;
по зависимости емкости обмоток от температуры (метод емкость — температура). Физическая основа этого метода заключается в изменении диэлектрической постоянной изоляции, а следовательно, и ее емкости при изменении температуры. Причиной этого изменения является резко выраженная неоднородность диэлектрика, обусловленная главным образом наличием влаги
в изоляции. Влияние температуры на значение диэлектрической постоянной у увлажненной изоляции проявляется сильнее, чем у сухой. Недостатком этого метода является необходимость нагрева трансформатора до 70°С. Наибольшее допустимое значение Сгор/Схол обмоток в масле составляет 1,1;
4) по значению tg б, которое характеризует общее состояние изоляции, являясь показателем увлажнения изоляции и потерь в ней. Если бы изоляцию изготовить из идеального диэлектрика, в ней не было бы потерь и при включении на переменное напряжение она не потребляла бы активной мощности. Но практически всегда в изоляции происходит потеря энергии. Вызывается это разными причинами, в частности содержанием влаги, которая проникает в поры волокнистых материалов обмоток трансформаторов, существенно увеличивая диэлектрические потери. Поэтому при приложении к изоляции напряжения из сети потребляется не только реактивная, но и активная мощность. Отношение активной мощности, потребляемой изоляцией, к реактивной и называется тангенсом угла диэлектрических потерь. Так как активная мощность, потребляемая, изоляцией, значительно меньше реактивной и отношение их измеряется сотыми долями, tg б принято выражать в процентах.
Значение tg б изоляции трансформаторов измеряют специальными приборами — высоковольтными мостами, в которых сравнивается ток в изоляции с током в искусственной цепи, составленной из конденсаторов и сопротивлений. Измерения обычно производят при напряжении 10 кВ (мост питается от повышающего трансформатора) и частоте 50 Гц. Значение tg б сильно увеличивается с ростом температуры изоляции, что учитывают при сравнении результатов измерений, сделанных при разных температурах, tg б обмоток трансформаторов напряжением до 35 кВ и мощностью менее 2500 кВ-А не должен превышать 1,5% при температуре 10°С, 2% при 20°С, 2,6% при 30°С и 8% при 70°С.
Состояние изоляции обмоток трансформатора определяется по следующим показателям:
уровень масла в расширителе находится в пределах отметок маслоуказателя;
электрические и химические свойства масла удовлетворяют нормам — отсутствуют следы воды, пробивное напряжение не менее 25 кВ для трансформаторов напряжением до 20 кВ включительно;
значение коэффициента абсорбции соответствует нормам
R60/R15 = 1,3 - 2
значение tg б находится в пределах норм и не более 130% данных протокола испытания, проведенного на заводе-изготовителе;
отношение емкости обмотки трансформаторов, измеренной при частоте 2 Гц, к емкости обмотки, измеренной при частоте 50 Гц, не более 1,3.
Трансформаторы мощностью до 1600 кВ-А на напряжении до 35 кВ, транспортируемые с маслом и расширителем, отнесенные инструкцией к I группе, включаются без сушки при соответствии нормам одной из следующих комбинаций показателей: 1) уровня масла, пробивного напряжения и коэффициента абсорбции; 2) пробивного напряжения, коэффициента абсорбции и tg б; 3) уровня масла, коэффициента абсорбции и отношения С2:С5о.
Для включения без сушки трансформаторов II группы (мощностью менее 10 000 кВ-А, напряжением до 35 кВ включительно) требуются другие комбинации показателей и т. д.
Если комплексные требования [4] не удовлетворяются, производят контрольный прогрев, подсушку или сушку обмоток трансформатора.
Трансформаторы всех мощностей подвергают контрольному прогреву в масле в одном из следующих случаев: при наличии признаков увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор; время хранения на монтаже без доливки масла превышает время, указанное в инструкции, но не более 7 мес; время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает время, определенное инструкцией, но не более чем вдвое; характеристики изоляции не соответствуют нормам.
Если в результате контрольного прогрева трансформатора характеристики изоляции не приведены в соответствие с нормами или время хранения трансформатора без доливки масла превышает 7 мес, но не более 1 года, то производят контрольную подсушку изоляции.
Сушку трансформаторов всех мощностей производят
обязательно, если на активной части Или в баке обнаружены следы воды; если продолжительность пребывания активной части на воздухе более чем вдвое превышает нормированное время; при хранении трансформатора без доливки масла более 1 года; при несоответствии характеристики изоляции нормам после контрольной подсушки.
Контрольный прогрев и контрольную подсушку производят в собственном баке трансформатора с маслом без вакуума. Прогрев трансформатора осуществляют несколькими методами: индукционным, постоянным током, токами к. з., циркуляцией масла через электронагреватели. Контрольный прогрев продолжается до тех пор, пока температура верхних слоев масла не превысит высшую из температур, указанных в паспорте, на 5—15°С в зависимости от метода прогрева.
Контрольную подсушку осуществляют при температуре верхних слоев масла 80°С и вакууме, максимально допустимом для конструкции бака. Режим контрольной подсушки рекомендован следующий: через каждые 12 ч подсушки в течение 4 ч производить циркуляцию масла насосом через трансформатор; длительность подсушки не должна превышать 48 ч (не считая времени нагрева). Когда характеристики изоляции достигнут нормы, подсушка прекращается, но не раньше, чем через 24 ч после достижения температуры 80°С.
Сушку в монтажных условиях производят в баке трансформатора без масла, что ускоряет процесс сушки активной части при лучшем сохранении качества масла и изоляции обмоток. Сушка в масле не производится из-за ухудшения качества масла, даже порчи его при большой продолжительности процесса сушки.
В практике монтажа наибольшее применение получил способ сушки индукционными потерями в собственном баке, без масла, с вакуумом либо без него, но с вентиляцией горячим воздухом. Нагрев бака производится при помощи намагничивающей обмотки, размещаемой на баке поверх теплоизоляции из асбестовых листов.
Утепляют также крышку бака во избежание конденсации влаги на ней. Днище бака подогревают воздуходувками или закрытыми электропечами. При разогреве трансформатора следует обеспечить плавный рост температуры путем регулирования числа витков, контроль режима нагрева, Не допуская увеличения температуры обмоток выше 100°С и бака выше 110—120°С. Продолжительность разогрева бака колеблется в пределах 12—15 ч для трансформаторов средней мощности.
Показателем окончания сушки является установившееся значение сопротивления изоляции обмотки в течение 6 ч при постоянной температуре обмоток, а также исчезновение конденсата или незначительное и неизменное его выделение. По окончании сушки и снижении температуры обмоток до 75—80°С бак трансформатора заполняют высушенным маслом под вакуумом через нижний кран.



 
« Монтаж комплектных шинопроводов до 1000В   Монтаж распределительных устройств 110-220 кВ »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.