Обслуживание и ремонт электротехнических изделий на трансформаторной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Введение

2. Основная часть

2.1 Описание установки

2.2 Организация рабочего места

2.3 Организация рабочего места

2.4 Обоснование выбора материала и оборудования

2.5 Обоснование выбора инструментов и приспособлений

2.6 Техническая последовательность выполнения работы

2.7 Дефекты, возникшие в работе и способы их устранения

2.8 Экономическая часть

2.9 Правила безопасных условий труда

Заключение

Список используемой литературы

Приложение

Графическая часть

монтаж обслуживание технический ремонт

1. Введение

Дальнейший рост производства и повышение производительности труда на предприятиях невозможны без комплексной механизации и автоматизации, основной энергетической базой которых является электрификация.

При сооружении новых и реконструкции действующих предприятий выполняется большой объем работ по монтажу электротехнического оборудования и электроустановок. Электромонтажные работы -- завершающий этап строительства, определяющий сроки ввода объектов в эксплуатацию. Высокое качество электромонтажных работ -- одно из важных средств обеспечения ритмичной, производительной и безопасной работы электроустановок и технологических машин. Совершенствование электромонтажных работ требует внедрения новой техники, современных средств механизации, передовой монтажной технологии, высокой организации труда.

Требуемая надежность электроустановок, их сохранность, сокращение неплановых простоев технологических звеньев, а также обеспечение высоких технико-экономических показателей определяются уровнем и правильной их эксплуатацией. Поэтому организация ремонтных работ и правильный профилактический уход за электроустановками имеют важное значение. Для этого организуется планово-предупредительная система технического обслуживания и ремонта -- комплекс взаимосвязанных положений и норм, определяющих организацию и порядок проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту изделий для заданных условий эксплуатации. Сущность ее положений заключается в систематическом, заранее запланированном выполнении установленных видов технического обслуживания и плановых ремонтов.

Решение задач организации правильного монтажа, технического обслуживания и ремонта электротехнических изделий в значительной электротехнического персонала, который должен обладать глубокими знаниями и практическими навыками в области монтажа и эксплуатации электроустановок.

2. Основная часть

2.1 Описание установки

Трансформаторная подстанция -- электроустановка, предназначенная для приема, преобразования (повышения или понижения) напряжения в сети переменного тока и распределения электроэнергии в системах электроснабжения потребителей сельских, поселковых, городских, промышленных объектов. Состоит из силовых трансформаторов, распределительного устройства РУ, устройства автоматического управления и защиты, а также вспомогательных сооружений.

Трансформаторные подстанции классифицируются на повышающие и понижающие. Повышающие трансформаторные подстанции (сооружаемые обычно при электростанциях) преобразуют напряжение, вырабатываемое генераторами, в более высокое напряжение (одного или нескольких значений), необходимое для передачи электроэнергии по линиям электропередачи (ЛЭП). Понижающие трансформаторные подстанции преобразуют первичное напряжение электрической сети в более низкое вторичное.

Конструктивное выполнение трансформаторных подстанций весьма разнообразно и зависит от многих исходных данных: назначения, места расположения, мощности, напряжения питающей сети и потребителей, которых питает подстанция, категории потребителей, конструктивного выполнения линий (кабельные или воздушные) и др.

На рис. 1 показана отдельно стоящая закрытая трансформаторная подстанция (ЗТП) с двумя трансформаторами 1 мощностью 630 кВА для питания маломощных потребителей железнодорожных станций и узлов. Схема данной подстанции приведена на рис. 2. Подстанция имеет РУ-10 кВ, состоящее из камер 2 серии КСО, установленными в два ряда с одним коридором обслуживания. Распределительный щит 0,4 кВ, расположен в помещении между помещениями трансформаторов и РУ-10 кВ. РУ-0,4 кВ выполняется из ячеек 3 серии Щ0-70. Соединение трансформаторов с РУ-0,4 кВ осуществляется плоскими шинами 4, которые проходят через проемы в стене, отделяющей помещения трансформаторов от помещения РУ-0,4 кВ. Соединение трансформаторов с РУ-10 кВ осуществляется кабелями. В помещении РУ-0,4 кВ предусматривается установка панели уличного освещения, групповые щитки электроосвещения, обогрева и вентиляция, щиты счетчиков линий и трансформаторов 6. Разрядники РВН-1У1 5 располагаются в помещениях трансформаторов и присоединяются к вводам 0,4 кВ. В случае отсутствия перехода кабельных линий 0,4 кВ на воздушные, установка разрядников РВН-1У1 не требуется. Крепление оборудования и конструкций осуществляется с помощью дюбелей, болтов и электросварки к закладным деталям в стенах и полу, предусмотренным в строительной части подстанции.

Подстанции, показанной на рис., можно присвоить в соответствии с типовым проектированием условное обозначение:

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) поставляются заводами-изготовителями в полностью собранном виде, подготовленными для монтажа на месте установки. Они используются в постоянных и временных электроустановках железнодорожных, Промышленных и сельскохозяйственных предприятий, так как транспортабельны и просты для монтажа и демонтажа. КТП изгоняются для внутренней (КТПВ) и наружной (КТПН) установки; они могут быть закрытыми и открытыми.

В КТПВ и закрытых КТПН, у которых все оборудование и токоведущие части находятся внутри корпуса, предусматривается установка одного или двух трансформаторов мощностью не более 1 МВА с первичным напряжением 6-10 кВ и вторичным -- 0,4/0,23 кВ. В открытых КТПН устанавливаются трансформаторы мощностью до 10 МВА с первичным напряжением от 6-10 до 220 кВ и вторичным напряжением 6-10 или 0,4/0,23 кВ.

На рис. 2 показана КТПН на 10/0,4 кВ с трансформаторной мощностью до 100 кВА. Схема этой подстанции приведена на рис. 1. Подстанция может быть размещена на сравнительно небольшой площадке. Такие КТПН нашли широкое применение для питания железнодорожных потребителей, расположенных вдоль электрифицированных на постоянном токе железных дорог.

Рис. 1 Закрытая двух трансформаторная подстанция с первичным напряжением 10 кВ

Рис. 2 Комплектная трансформаторная подстанция наружной установки на напряжение 10/0,4 кВ

Они присоединяются глухими отпайками к линии продольного электроснабжения, проложенной на опорах контактной сети. Ввод от воздушной линии в высоковольтный шкаф осуществляется через проходные изоляторы (вводы) 1. Внутри шкафа смонтирован разъединитель 2 и трубчатые предохранители 3. Подключение к высоковольтному вводу 8 трансформатора 9 производится шинами 6 через проходные изоляторы 4. Над трансформатором 9 размещается металлический кожух 5, защищающий от атмосферных осадков и механических воздействий. Низковольтные вводы 7 трансформатора подключены к распределительному шкафу 0,4 кВ жесткими шинами прямоугольного сечения через проем в стенке Шкафа. Общий рубильник 12 и предохранители 14 установлены на вводе 0,4 кВ. Счетчики активной энергии 13 подключены к трансформаторам тока на вводе-0,4 кВ. Рубильники 11 и предохранители 10 отходящих линий 0,4 кВ размещаются в распределительном шкафу 0,4 В. Отходящие линии могут быть воздушные и кабельные. Защита КТПН от атмосферных перенапряжений осуществляется разрядниками 15, подключаемыми проводами к вводам 1.

Рис. 3 Комплектная трансформаторная подстанция наружной установки на напряжение 110 кВ

Открытая комплектная трансформаторная подстанция наружной установки на напряжение 110 кВ приведена на рис. 3. Схема этой подстанции рассмотрена в параграфе 6.1 и представлена на рис. 4. Эта подстанция состоит из трансформатора 7 (см. рис. 3) с первичной обмоткой на напряжение 110 кВ и вторичной на напряжение 10 кВ, КРУН, а 9, который соединяется с трансформатором закрытым токопроводом ввода 8. Трансформатор защищается от КЗ выхлопным предохранителем 4, а от перенапряжений -- разрядником 5, подключенным к ошиновке 6, и огражден сетчатым забором высотой 2 м. На железобетонной опорной П-образной конструкции установлены молниеотвод и разъединитель 2, к поперечной балке, соединяющей опоры, через гирлянды изоляторов крепятся провода ввода 110 кВ. На одной фазе ввода установлена аппаратура высокочастотной связи 1. Вся подстанция ограждена забором 10 высотой 2,4 м. По периметру расположены шесть светильников, закрепленных на опорах забора. С одной стороны подстанции выполнен въезд для автотранспорта и проход для персонала.

Основными электрическими характеристиками силовых трансформаторов являются: номинальные напряжения обмоток высшего "(ВН), среднего (СН) и низшего (НН) напряжений, кв; номинальная мощность, ква; номинальные токи обмоток, а; группа соединения обмоток и напряжение короткого замыкания, %.

Номинальным первичным называют междуфазное напряжение, которое необходимо подвести к первичной обмотке, чтобы на разомкнутых выводах вторичной обмотки получить номинальную величину вторичного напряжения.

Номинальным вторичным называют междуфазное напряжение, получаемое на выводах вторичной обмотки при холостом ходе трансформатора, если к первичной обмотке подведено первичное номинальное напряжение.

Отношение номинальных напряжений первичной и вторичной обмоток называют коэффициентом трансформации.

Первичные обмотки отечественных трансформаторов изготовляют на все номинальные напряжения от 0,127 до 500 кв, а вторичные -- от 0,133 до 525 кв; в том числе обмотки СН -- на 38,5 и 121 кв.

Номинальной мощностью трансформатора называют условную расчетную мощность, которую трансформатор, установленный на открытом воздухе, может непрерывно отдавать в течение всего срока службы при номинальных температурных условиях окружающей среды. Температурные условия выбирают из расчета максимальной температуры окружающего воздуха ( + 35°С) и среднегодовой ( + 5°С).

Трехфазные двухобмоточные силовые трансформаторы изготовляют на номинальную мощность от 20 до 70 000 кВА; трехфазные трехобмоточные -- от 5600 до 40 000 кВА; однофазные трехобмоточные -- от 10 500 до 90 000 кВА в единице.

Если температурные условия окружающей среды отличаются от номинальных, то для обеспечения нормального срока службы трансформатора его номинальная мощность должна быть изменена.

Нагрев трансформатора определяется степенью нагрева его обмоток токами нагрузки и потерями в магнитопроводе, температурными условиями окружающей среды, а следовательно, и условиями теплоотдачи.

Металлические части трансформатора могут длительное время выдерживать высокие температуры нагрева. Изоляция обмоток, от стойкости которой главным образом зависит надежность работы трансформатора, при нагреве постепенно изнашивается, стареет. По мере старения изоляция становится менее прочной, в результате этого трансформатор может выйти из строя.

Срок службы изоляции зависит от температуры ее нагрева: чем выше температура, тем при прочих равных условиях меньше срок службы изоляции.

Для трансформаторов принята такая допустимая температура нагрева изоляции обмоток, при которой срок службы трансформатора продолжается около 20 лет.

Превышение температуры обмоток трансформаторов над температурой охлаждающей среды должно быть не более 70° С. Следовательно, при максимальной температуре окружающего воздуха ( + 35° С) нагрев обмоток трансформатора будет составлять: 70 + 35= 105° С.

Нормировано также превышение температуры верхних слоев масла у крышки трансформатора над температурой окружающего воздуха. При температуре окружающего воздуха 35° С температура масла не должна превышать 95° С.

Правилами технической эксплуатации электростанций и сетей рекомендуется в нормальных условиях не допускать нагрева верхних слоев масла трансформаторов выше 85° С. Такой режим работы предупреждает ускоренное старение масла.

При эксплуатации трансформатор в течение суток нагружается неравномерно, причем значительную часть суток его нагрузка меньше номинальной. В то же время изменяется и температура окружающей среды. Поэтому можно, не уменьшая срока службы трансформатора, допускать его работу с некоторой перегрузкой. Допустимые перегрузки трансформаторов определяются соответствующими инструкциями.

Номинальные токи первичной и вторичной обмоток определяют по номинальной мощности трансформатора и номинальным напряжениям соответствующих обмоток:

Схемы и группы соединения обмоток определяют угол сдвига фаз между первичными и вторичными напряжениями трансформатора.

Начала обмоток трех фаз высшего напряжения обозначают буквами Л, В и С, а их концы -- X, У, Z. Начала обмоток трех фаз низшего напряжения обозначают буквами а, Ь и с, а их концы -- х, у и г.

Каждая из трехфазных обмоток трансформатора может быть соединена в звезду или треугольник, при этом в звезду могут быть соединены как начала, так и концы обмоток. В треугольник соединяют конец первой фазы с началом второй, конец второй с началом третьей и конец третьей с началом первой. Но соединение в треугольник может быть выполнено и в ином порядке: путем соединений начала первой фазы с концом второй, начала второй с концом третьей и т. д. Та или иная комбинация соединения обмоток высшего и низшего напряжений трехфазного трансформатора создает определенный угол сдвига фаз междуфазных напряжений первичной и вторичной обмоток. В соответствии с этим трансформаторы могут быть разбиты на 12 групп соединений.

Трехфазные двухобмоточные трансформаторы с обмотками, соединенными по схеме «звезда -- звезда с выведенной нейтралью» (Y/Yo), относят к 12-й группе и изготовляют на номинальное напряжение обмоток низшего напряжения 230/133 или 400/230 в (т. е. для четырехпроводных сетей).

Во всех остальных случаях эти трансформаторы изготовляют с обмотками, соединенными по схемам: «звезда -- треугольник» (Y/A) или «звезда с выведенной нейтралью -- треугольник» (Yo/Д) и относят к 11-й группе соединения.

Трехфазные трехобмоточные трансформаторы изготовляют со схемой соединения обмоток: «две звезды с выведенными нейтралями -- треугольник» (Y_o/Y_o/A), что соответствует группе соединения 12--11.

Обмотки однофазных трансформаторов, включаемых в трехфазные группы, соединяют по схеме «звезда -- треугольник» (Y/A) или «две звезды с выведенными нейтралями -- треугольник» (Yo/Yo/A).

На рис. 4 приведены стандартные схемы соединения трехфазных трансформаторов. Другие группы соединения обмоток трансформаторов применяют лишь в специальных случаях.

Напряжение короткого замыкания, обозначаемое на паспорте трансформатора U_K, определяет то напряжение, которое надо приложить к одной из его обмоток (другая замкнута накоротко), с тем чтобы в этих обмотках установились номинальные токи. Величина U_K выражается в процентах от номинального напряжения и в зависимости от конструкции.

Рис. 4 Схемы соединений обмоток трехфазных трансформаторов мощности и напряжения трансформатора колеблется в пределах от 5,5 до 17%. Чем выше номинальная мощность и номинальное напряжение трансформатора, тем больше его U_K

Устройство и конструкция силовых трансформаторов. Силовой масляный трансформатор состоит из двух основных частей: внутренней выемной части (магнитопровод с обмотками и относящиеся к нему устройства); наружной части (стальной бак с крышкой, маслорасширитель, вводы, охлаждающие устройства, защитные, транспортно-такелажные и другие приспособления).

Магнитопровод трансформатора собирают из листов специальной электротехнической стали. Отдельные листы магнитопровода изолируют друг от друга тонкой бумагой или пленкой лака.

Обмотки трансформаторов выполняют в виде цилиндрических катушек из изолированного медного или алюминиевого провода круглого или прямоугольного сечения. На стержне магнитопровода обмотки расположены концентрически; обмотка высшего напряжения находится снаружи.

Обмотки высшего напряжения двухобмоточных трансформаторов, а также обмотки 35 кВ трехобмоточных трансформаторов имеют специальные катушки, расположенные в середине обмотки, служащие для регулирования напряжения путем изменения коэффициента трансформации. Ответвление от регулировочных катушек выполнено в виде петель, к которым припаяны отводы, идущие к переключателю. Трансформаторы напряжением до 35 кВ включительно и мощностью до 5600 кВА имеют ответвления для двух дополнительных ступеней напряжения: ±5%; трансформаторы напряжением ПО кВ и все трансформаторы мощностью 7500 кВА -- для четырех дополнительных ступеней напряжения: ±5; ±2,5%.

Регулировочные ответвления используют для обеспечения на вторичной обмотке понижающего трансформатора напряжения, близкого к номинальному, когда подводимое первичное напряжение несколько отличается от номинального. Регулировочные ответвления используют и для компенсации падения напряжения при нагрузке как понижающего, так и повышающего трансформаторов. Практически регулировка в пределах ±5% является достаточной, так как номинальное вторичное напряжение трансформатора обычно бывает выше номинального напряжения электроприемников на 5--10%.

Переключение с одного ответвления на другое для изменения коэффициента трансформации можно производить только при полном отключении трансформатора от сети как со стороны высшего, так и со стороны низшего напряжения.

В ряде случаев мощные трансформаторы имеют устройство для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, что обеспечивает постоянство вторичного напряжения в любой момент времени работы трансформатора.

Для ручного изменения коэффициента трансформации и регулирования напряжения трансформатора служит переключатель, приводная ручка которого находится на крышке бака, а сам переключатель -- внутри бака (под крышкой).

При четырехступенчатой регулировке (±5%; ±2,5%) на каждую фазу устанавливают отдельный переключатель, включаемый по схеме, приведенной на рис. 5. При двухступенчатой регулировке (±5%) применяют один общий переключатель.

Регулирование напряжения под нагрузкой осуществляют либо изменением коэффициента трансформации самого трансформатора при помощи встроенных регуляторов, либо включением в цепь обмоток силового трансформатора так называемых вольтодобавочных трансформаторов.

Встроенные регуляторы напряжения под нагрузкой приводятся в действие электродвигателем, управляемым двумя контакторами по реверсивной схеме. Включение каждого контактора и пуск двигателя осуществляют Дистанционно кнопками со щита управления или же автоматически от реле напряжения. Вращаясь в одну сторону, двигатель переключает контакты встроенного переключателя на увеличение числа витков соответствующей обмотки трансформатора; вращаясь же в другую сторону, он переключает контакты переключателя на уменьшение числа витков этой же обмотки трансформатора.

Баки силовых трансформаторов имеют овальную форму и в зависимости от мощности выполняются гладкими, трубчатыми (рис. 6) и со съемными трубчатыми радиаторами (рис. 7).

При форсированном воздушном охлаждении внутри каждой секции трубчатых радиаторов устанавливают по два вентилятора (см. рис. 7).

Рис. 5 Схема переключателя четырехступенчатой регулировки напряжения трансформатора

Рис. 6 Силовой трехфазный трансформатор ТМ-10 с естественным масляным охлаждением: 1 -- бак с трубчатыми радиаторами, 2 -- крышка бака. 3 -- выводы обмоток высшего напряжения, 4 -- выводы обмоток низшего напряжения, 5 -- предохранительная труба, 6 -- маслоуказатель, 7 -- расширитель, 8 -- тележка

Во время транспортировки трансформаторов с радиаторным баком радиаторы снимают без спуска масла из бака. Для этого на патрубках, соединяющих бак с радиаторами, имеются специальные краны. На стенках бака трансформатора предусмотрены патрубки для присоединения фильтров очистки и сушки масла, краны для спуска и взятия проб масла. Бак устанавливают на тележку ив стальных балок, снабженную катками для перемещения трансформатора по специальным рельсам и направляющим в пределах РУ.

Катки в раме тележки могут быть поставлены вдоль или поперек по отношению к баку трансформатора.

В верхней части бака к его стенкам приварены четыре крюка под стропы для подъема трансформатора краном или талями. У мощных трансформаторов ко дну бака приварены стальные скобы для подъема трансформатора при помощи домкратов.

На крышке трансформатора размещены вводы, смотровой люк (для мощных трансформаторов), маслорасширитель, предохранительная труба и ручки переключателей.

Кроме того, в крышке имеются: гнездо для установки термометра, кран для присоединения фильтр-пресса и центрифуги для очистки и сушки масла, патрубок для вакуум-насоса, используемого при сушке трансформатора, и кольца для подъема крышки и выемной части.

Объем масла с изменением его температуры изменяется. Чтобы при расширении масла не произошел разрыв бака, а при уменьшении объема масла внутри бака не образовалось бы разрежение, баки трансформаторов мощностью выше 50 кВА снабжают расширителями.

Расширитель (рис. 8) представляет собой цилиндрический бак, соединенный трубой с баком трансформатора. Объем расширителя составляет около 10% объема масла в баке трансформатора; с торцовой части расширитель имеет стеклянную трубку -- маслоуказатель, по которому определяют уровень масла в расширителе.

Рис. 7 Силовой трехфазный трехобмоточный трансформатор ТДТГ-110 с масляным и форсированным воздушным охлаждением: 1-- тележка, 2 -- навесные радиаторы с вентиляторами, 3 -- бак, 4 -- крышка, 5 -- вывод нейтрали обмотки высшего напряжения, 6 -- выводы обмотки высшего напряжения, 7 -- выводы обмотки среднего напряжения, 8 -- выводы обмотки низшего напряжения, 9 -- расширитель, 10 -- предохранительная труба, 11 -- маслоуказатель, 12 -- газовое реле

На стенке расширителя рядом с маслоуказателем нанесены три белые контрольные черты, показывающие уровень масла при температуре окружающей среды: ±35, + 15° С.

Рис. 8 Расширитель силового трансформатора: 1 -- маслоуказатель, 2 -- дыхательная пробка, 3 -- дыхательная трубка, 4 -- патрубок с фланцем для присоединения трубопровода бака, 5 -- грязевик

Расширители трансформаторов средней мощности в верхней части имеют пробку с отверстиями для всасывания и вытеснения воздуха (для дыхания) при изменении объема содержащегося в них масла. Расширители трансформаторов большой мощности для этой цели снабжены дыхательной трубкой.

В нижней части расширитель имеет грязевик (грязеотстойник) с пробкой для удаления осадков.

При возникновении дуги в обмотках, что сопровождается разложением масла и бурным выделением газов, сильно возрастает внутреннее давление. Чтобы предупредить повреждения бака из-за возрастания внутреннего давления, на крышке трансформаторов мощностью 1000 кВА и выше устанавливают предохранительную трубу. Верхний конец трубы имеет фланец, закрываемый стеклом. При повышении давления в баке, выходящем за пределы допустимого, стекло лопается и масло выбрасывается наружу.

Силовые трансформаторы мощностью 1000 кВА и выше оснащены газовыми реле, которые служат для защиты трансформаторов при различных внутренних повреждениях. В зависимости от характера повреждения газовое реле действует либо на аппарат отключения трансформатора, либо на предупреждающий звуковой сигнал.

Трансформаторы комплектуют также контактными термометрами или термометрическими сигнализаторами и другой вспомогательной аппаратурой.

2.2 Организация рабочего места

Подготовка монтажа подстанций (ПС) и распределительных устройств (РУ) включает целый ряд технических и организационных мероприятий, к числу которых относятся: составление ППР или привязка типового проекта; приемка помещения подстанции от строительной организации для производства монтажа; приемка от заказчика подлежащих монтажу электрооборудования, аппаратов, приборов и кабельной продукции; подготовка и сборка в мастерских монтажных заготовок узлов и блоков ошиновки, заземления, электропроводок, трубных заготовок щитов и щитков, а также изготовление нестандартных крепежных и опорных конструкций и деталей; комплектация в контейнеры необходимых для монтажа материалов, изделий и конструкций для транспортировки на подстанцию.

Подготовку монтажа ПС и РУ начинают с проверки рабочих чертежей проекта на соответствие требованиям индустриального монтажа и передовой технологии работ: наличие строительных заданий на каналы, ниши, отверстия для шин и аппаратов проходного типа, монтажные проемы и закладные приспособления для такелажных работ, а также устройство заземлителей. Проверяют также наличие чертежей или эскизов на монтажные узлы и блоки (ошиновки, заземления, освещения и др.).

При приемке помещения ПС от строительной организации проверяют соответствие строительной части проекту и СНиП, ее готовность к монтажу электрооборудования, наличие закладных деталей для крепления электрооборудования и производства такелажных работ, ширину проходов, расстояние от подлежащего установке оборудования до стен и ограждений, а также другие параметры, регламентированные ПУЭ.

Монтаж ПС выполняют в две стадии. На первой стадии выполняют все подготовительные монтажные работы: в мастерских, вне зоны монтажа -- комплектование электроконструкций, узлов и блоков, их укрупненную сборку; непосредственно на объекте -- установку опорных конструкций, закладных деталей для монтажа щитков, отдельно стоящих панелей, аппаратов; монтаж внутренней сети заземления и подготовку трассы для общего освещения; установку кабельных конструкций в камерах и отрезков труб для ввода и вывода кабелей.

Вторая стадия проводится после окончания отделочных работ и приемки помещения под монтаж и включает установку комплектных распределительных устройств, щитов, пультов и силового трансформатора; монтаж блока ошиновки трансформатора; прокладку силовых и контрольных кабелей, сети освещения по подготовительным трассам, разделку и подсоединение кабелей и проводов.

2.3 Обоснование выбора материала и оборудования

Разъединитель - коммутационный аппарат, который в отключенном положении удовлетворяет определенным требованиям для изолирующей функции.

Примечания:

1. Это определение отличается от приведенного в МЭС 441-14-05 ссылкой на изолирующую функцию, вместо изолирующего расстояния.

Разъединитель способен включать и отключать цепь с незначительным током или при незначительном изменении напряжения на зажимах каждого из полюсов разъединителя. Разъединитель может проводить токи в нормальных условиях работы, а также в течение определенного времени в аномальных условиях работы выдерживать токи короткого замыкания. На рис. 9 показан общий вид трехполюсного разъединителя РВ единой серии для внутренней установки на напряжение 10 кв с контактами рубящего типа. Особенностью разъединителей единой серии является то, что в них применены линейные контакты с магнитными замками, а также малогабаритные фарфоровые изоляторы с внутренней армировкой.

Рис. 9 Трехполюсный резъединитель РВ: 1 -- вал, 2 -- рычаг вала, 3 -- изоляторы, 4 -- неподвижные контакты, 5 -- поводок, 6 -- магнитные замки, 7 -- подвижные контакты

Магнитный замок состоит из двух стальных пластин, надетых на стержни поверх ножей. При протекании тока создается магнитный поток, который замыкается по стальным пластинам. Силовые линии потока стремятся уменьшить свою длину и сблизить пластины между собой. Тем самым в контактах создаются большие дополнительные нажатия, что особенно важно при протекании ударного тока короткого замыкания. Таким образом, магнитные замки повышают электродинамическую устойчивость разъединителей. Применение в разъединителях малогабаритных опорных изоляторов значительно снижает их габариты и вес. В разъединителях на токи до 1000 а ножи состоят из двух медных полос прямоугольного сечения. При больших токах ножи делают из нескольких пар прямоугольных полос или выполняют их коробчатой формы. Кроме рабочих ножей некоторые разъединители имеют еще заземляющие ножи, предназначенные для закорачивания и заземления фаз частей установок при ремонтных работах после отключения этих частей. В обозначениях типов разъединителей принято: Р -- разъединитель, В -- для внутренней установки, Н--для наружной установки, О--однополюсный, Т (или III)--трехполюсный, Л -- линейные контакты, движение трубчатого главного ножа 6.

Рис. 10 Общий вид установленного разъединителя РЛНЗ-35: 1-- рычажный привод, 2 -- вал главных ножей, 3 -- тяги главных ножей, 4 -- тяги заземляющих ножей, 5 -- вал заземляющих ножей

При включении разъединителя нож 6 сначала движется в вертикальной плоскости, поворачиваясь вокруг оси 4, при этом насаженная на конец ножа медная лопатка свободно входит между стойками вилкообразного неподвижного контакта 7, после чего нож поворачивается вокруг оси на угол около 90° и расклинивает лопаткой стойки контакта.

Электрический щит, щиток -- устройство, предназначенное для приема и распределения электрической энергии при напряжении 380/220 и 660/380. В трехфазного переменного тока частотой 50 -- 60 Гц, нечастого включения и отключения линий групповых цепей, а также для их защиты при перегрузках и коротких замыканиях. Применяется в осветительных и силовых установках производственных, общественных, административных и других подобных зданий. Должно соответствовать требованиям ГОСТ 51321, ГОСТ 51778-2001. Обычно устанавливаемых в металлический или пластиковый корпус.

Главный распределительный щит (ГРЩ) -- распределительный щит, через который снабжается электроэнергией все здание или его обособленная часть. Роль ГРЩ может выполнять ВРУ или щит низкого напряжения подстанции.

Электрический предохранитель -- электрический аппарат, выполняющий защитную функцию. Предохранитель защищает электрическую цепь и её элементы от перегрева и возгорания при протекании тока высокой силы. В цепи обозначается буквами «FU» (международное обозначение, от слова англ. Fuse) или «Пр» (обозначение в СССР) и прямоугольником со сплошной линией в центре. Под термином "электрический предохранитель" чаще всего подразумевают его общее назначение в защите электрических цепей от сверхтоков, нежели какую-то конкретную конструкцию.

СИП - провод cамонесущий изолированный с алюминиевыми уплотненными токопроводящими жилами без нулевой несущей. Изоляция выполнена из светостабилизированного сшитого полиэтилена. Предназначен для использования на воздушных линиях электропередач (ВЛ); номинальное напряжение до 0,6/1 кВ включительно, номинальная частота - 50 Гц. Климатическое исполнение - В; категории размещения по ГОСТ 15150-69 - 1,2,3.

Для предохранения трансформаторов от сверхтоков внешних коротких замыканий устанавливают максимальную токовую защиту, действующую на отключение. В схему включают дополнительное токовое реле, которое через собственное реле времени действует на сигнал в случае перегрузки. В качестве основной защиты от повреждений на выводах применяют дифференциальную защиту.

Газовая защита трансформаторов. Всякие повреждения внутри трансформатора сопровождаются выделением газообразных продуктов в результате разложения масла и других изолирующих материалов. Это явление используют для устройства газовой защиты трансформаторов.

Газовое реле (рис. 11) представляет собой резервуар, монтируемый в рассечку трубопровода, соединяющего расширитель о баком трансформатора. Внутри резервуара есть два поплавка, расположенных один под другим и снабженных ртутными контактами. Поплавки закреплены на оси. При нормальном режиме работы трансформатора резервуар газового реле заполнен трансформаторным маслом, оба поплавка подняты, контакты в колбочках с ртутью разомкнуты.

При повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием, газы поднимаются вверх и, скапливаясь в резервуаре реле, вытесняют из него масло. Уровень масла понижается, верхний поплавок опрокидывается, ртуть в его колбочке переливается и замыкает контакты. Защита действует на сигнал, и создается цепь сирены.

При серьезных повреждениях, сопровождающихся сильным газообразованием, газы полностью вытесняют масло из резервуара реле, нижний поплавок опрокидывается и ртуть в его колбочке замыкает контакты. Защита отключает трансформатор от сети (через промежуточное реле на отключающую катушку выключателя).

Большинство повреждений на воздушных электрических линиях носит кратковременный характер. Так, например, короткие замыкания часто возникают вследствие ударов молнии, вызывающих перекрытие изоляторов, от схлестывания проводов при сильном ветре и т. д.

Рис. 11 Газовое реле

Как только сработает релейная защита и отключится выключатель, электрическая дуга, возникшая в месте повреждения, немедленно гаснет, не успев разрушить изоляторы или сжечь провода. При этих условиях линия может быть снова включена в работу. Так как длительный перерыв в подаче электроэнергии связан с большим ущербом для народного хозяйства, то воздушные линии оборудуются специальными устройствами автоматического повторного включения (АПВ). Автоматическое повторное включение может быть однократным, многократным, механическим и электрическим.

Однократное АПВ включает повторно линию только один раз и, если она окажется вновь отключенной релейной защитой, не действует. Многократное АПВ включает линию повторно два или три раза через заранее установленные промежутки времени.

Механическое АПВ действует при помощи пружин или падающего груза.

Рис. 12 Схема действия АПВ

Разрядник

Разрядником называют аппарат, позволяющий осуществить разряд опасной волны перенапряжения на земле с последующим немедленным восстановлением нормальной изоляции сети по отношению к земле. Разрядники бывают вентильные и трубчатые.

Вентильные разрядники (РВ) представляют собой ряд последовательно включенных искровых промежутков и переменных сопротивлений, изменяющихся в зависимости от приложенного напряжения. В качестве переменных сопротивлений применяют вилит, обладающий свойством резко снижать сопротивление при повышении приложенного напряжения и наоборот. Вилит состоит из карборунда и графита в порошкообразном состоянии, связанных при помощи жидкого стекла. Вилитовые сопротивления выполняются в виде прессованных дисков толщиной 10 и 20 мм и диаметром 75 и 100 мм. На рис. 13, а, б я в показаны вентильные разрядники и принципиальная схема их включения.

Защита вентильными разрядниками осуществляется следующим образом. Когда перенапряжение достигнет величины, достаточной для пробоя искровых промежутков, последние пробиваются, сопротивление вилитовых дисков резко снижается и по вентильному разряднику в землю устремляется большой ток грозового разряда. Волна перенапряжения оказывается срезанной. При одновременном срабатывании разрядников на нескольких фазах или одной фазе в сетях с глухо заземленными нейтралями через разрядники происходит короткое замыкание и начинает проходить ток рабочей частоты, поддерживаемый рабочим напряжением сети. Этот ток называется сопровождающим. Так как рабочее напряжение значительно меньше перенапряжения, то сопротивление вилитовых дисков резко увеличивается, сопровождающий ток уменьшается и при первом же переходе через нулевое значение прерывается искровым промежутком. После этого разрядник снова готов к работе.

Вилитовые разрядники являются самыми надежными из всех видов разрядников для защиты от перенапряжений. Их выпускают трех видов: разрядники вилитовые станционные -- PBC, разрядники вилитовые подстанционные -- РВП и разрядники вилитовые для защиты вращающихся машин -- РВВМ.

Рис. 13 Вентильные разрядники: а -- вилитовый разрядник на 6 кв: 1 -- верхний ввод, 2 -- резиновая прокладка, 3-- пружина, 4 -- искровые промежутки, 5--блок вилитовых дисков, 6--фарфоровый корпус, 7 -- диафрагма, 8 -- стопорная пружина, 9--компаунд, 10 -- диафрагма наружная, 11 -- заземляющий зажим; б -- вилитовый разрядник низкого напряжения АБН-2: 1 -- вилитовый диск, 2 -- искровой промежуток, 3 -- кожух; в -- схема включения вентильного разрядника: 1-- вилитовые диски, 2 -- искровой промежуток, 3 -- заземляющий электрод

Трубчатый разрядник (РТ) состоит из последовательно соединенных внешнего (открытого) искрового промежутка и внутреннего, расположенного в трубке, материал которой под действием высокой температуры дуги выделяет дугогасящие газы. Внешний промежуток, выполняемый обычно в виде рогов, служит для отделения трубки разрядника от провода линии. При отсутствии внешнего промежутка напряжение линии вызвало бы протекание по поверхности трубки токов утечки и, как следствие, ее разрушение. Схема включения разрядников показана на рис. 14. Трубчатые разрядники действуют следующим образом. Когда у места установки разрядника возникает перенапряжение достаточной величины, оба искровых промежутка пробиваются и через разрядник в землю устремляется ток грозового разряда.

Рис. 14 Схема включения разрядников

Благодаря этому величина перенапряжения на линии снижается. При срабатывании разрядников вследствие пробоя искровых промежутков они оказываются соединенными с сетью, т. е. возникает короткое замыкание, между искровыми промежутками образуется дуга, поддерживаемая рабочим напряжением сети. Под действием высокой температуры дуги стенки трубки начинают интенсивно выделять газы, которые при давлении 100--500 ат вырываются из трубки и выдувают дугу. При этом происходит интенсивная деионизация искрового промежутка. Дуга гасится в течение 1--2 полупериодов, после чего изоляция сети по отношению к земле полностью восстанавливается и разрядник снова готов к работе.

Срабатывание трубчатых разрядников сопровождается сильным звуком, напоминающим выстрел. Поэтому их часто называют «стреляющими». Из открытого конца трубки выбрасываются газы и пламя, поэтому между концом разрядника, деталями оборудования, землей и т. д. создают необходимую вону выхлопа. Размеры зоны выхлопа выбирают в зависимости от типа разрядника и напряжения. Расположение разрядников должно исключать возможность перекрытия между фазами или на землю и ионизированными газами, вырывающимися из выхлопных отверстий.

Отечественные заводы изготовляют трубчатые разрядники РТ -- с фибробакелитовой трубкой и РТВ -- с винипластовой трубкой.

На рис. 15 показана конструкция разрядника РТВ. Разрядник состоит из винипластовой трубки 1, стержневого 4 и кольцевого 5 электродов, закрытого 2 и открытого 3 наконечников и указателя срабатывания 7. Внешний электрод 6 ввинчивают в закрытый конец. Этот электрод снабжен отверстием для крепления рога внешнего искрового промежутка. Разрядники типа РТ выполняют па напряжения до 110 кв, типа РТВ-- па все напряжения от 6 до 36 кв. Выбор разрядников производят по номинальному напряжению установки, а также по наибольшему и наименьшему току, который они могут отключить. Важнейшим условием безаварийной работы разрядников является постоянство величины внешнего искрового промежутка.

Трубчатые разрядники являются основным видом разрядников для защиты от перенапряжений в сельских электроустановках. Их устанавливают на воздушных линиях в местах с ослабленной изоляцией, на пересечениях линий, а также на подходах воздушных линий к подстанциям.

Рис. 15 Трубчатый разрядник типа РТВ

Защитным промежутком (ПЗ) называют воздушный искровой промежуток, включенный параллельно защищаемой изоляции. Основными элементами конструкции защитных промежутков чаще всего являются металлические рога, по которым дуга поднимается кверху, удлиняется и гасится. Поэтому их иногда называют роговыми разрядниками. Один из рогов соединяют с проводом линии, а другой -- с заземлителем. В отличие от разрядников защитные промежутки не имеют устройств для гашения электрической дуги. Поэтому при срабатывании после пробоя защитного промежутка, когда он оказывается соединенным с сетью, очень часто образуется устойчивая дуга сопровождающего тока, и установка отключается релейной защитой. Вследствие этого защитные промежутки применяются только в сетях, снабженных А|ПВ. В разрядниках нет указанного недостатка. Дуга гасится раньше, чем подействует релейная защита.

2.4 Обоснование выбора инструментов и приспособлений

1. Инструмент с изолированными ручками.

Часто электрику приходится работать в электроустановках до 1000В без снятия напряжения. Поэтому некоторый инструмент должен быть с изолированными ручками. Это прежде всего пассатижи, плоскогубцы, отвёртки.

Материалом для изоляции ручек может служить пластик, резина и эбонит. Изоляцию инструмента необходимо проверять не реже одного раза в 6 месяцев. Она должна выдерживать напряжение на пробой в 1000В.

Длина изолированной ручки инструмента должна быть не менее 10 см. Изоляция должна плотно прилегать к металлической части инструмента.

Царапины, сколы, трещины на изолированных ручках инструмента недопустимы!

Отвёртки. У электрика должен быть набор различных отвёрток: крестовых и лопаток, различного размера.

Пассатижи, плоскогубцы. Желательно иметь несколько пассатиж и плоскогубцев различного размера и назначения.

2. Указатели напряжения.

Указатель напряжения - это индикатор, показывающий наличие или отсутствие напряжения в цепи.

На практике указателями напряжения могут выступать: указатель напряжения, контрольная лампа, индикатор напряжения, мультиметр (тестер), токоизмерительные клещи.

Перед началом работы все эти указатели напряжения необходимо проверить в действующей электроустановке.

3. Инструмент для снятия изоляции.

Для снятия изоляции с электрических проводов и кабеля существуют следующий инструмент: стриппер, клещи для снятия изоляции, съёмник для снятия изоляции и нож.

4. Изоляционная лента.

Лучше всего электрику иметь при себе, как изоленту ПВХ, так и изоленту ХБ.

5. Гаечные ключи.

Желательно иметь при себе несколько наборов ключей:

- Рожковые ключи от 6 до 19 номера.

- Торцовые ключи от 10 до 17 номера.

- Шестигранные ключи. Очень много иностранного электрооборудования и электроприборов имеют винты с шестигранным шлицом.

6. Электроинструмент.

Из всего электроинструмента электрику чаще всего бывает необходимым электродрель или перфоратор. Перфоратором можно работать по дереву, металлу и бетону. Хорошо, если данный инструмент работает от аккумуляторной батареи, которую можно подзаряжать.

2.5 Техническая последовательность выполнения работы

Перед установкой комплектной трансформаторной подстанции (КТП) на площадке или в помещении, где будет производиться монтаж, должны быть завершены все строительные или отделочные работы. Кабельные проемы и каналы под них должны в точности соответствовать проектным чертежам, при этом работы по их строительству и обустройству должны быть закончены.

Доставка блоков КТП производится нашими специалистами в соответствии с особенностями строительства места монтажа. Зачастую доставка осуществляется с помощью автомобильного и железнодорожного транспорта без промежуточной разгрузки-погрузки.

Последовательность монтажа КТП четко определена. Перед монтажом производится проверка устройства закладных оснований (установка должна быть произведена строго по уровню и в точном соответствии проектным чертежам). Максимально допустимое отклонение от уровня составляет 1 мм на 1 метр длины и 5 мм на общую длину. Несущая поверхность обоих швеллеров должна находиться в одной плоскости (строго горизонтальной) и на 100 мм выступать из чистого пола. Присоединение швеллеров к контуру заземления производится с помощью полосовой стали 40 х 4 мм минимум в двух местах.

Монтаж КТП состоит из следующих действий:

1. Доставка на место и распаковка блоков оборудования

2. Установка на закладные основания

3. Выверка по отвесу и шнуру

4. Стягивание болтами

5. Приварка к основаниям

6. Прокладка сборных шин и электрическое соединение блоков между собой

7. Подключение кабелей

8. Регулировка аппаратов и ревизия

Погрузка-выгрузка трансформаторов и блоков КТП выполняется исключительно с помощью подъемных кранов. Важно не забывать во время строповки об установке в местах изгибов стропов прочных распорок, которые защищают красочное покрытие оборудования от повреждений. В помещение доставка блоков выполняется с помощью лебедки на катках. Блоки распаковываются непосредственно перед окончательным монтажом на направляющие швеллеры. Транспортировка этих блоков в помещения производится с помощью специальных тележек, а установка - специальными приспособлениями.

Сборка подстанции состоит из соединения вывода обмоток НН трансформатора с устройством распределения, монтирования заземления, установки автоматов. Соединение шин как правило производится сжимными плитами. Для очистки контактных поверхностей шин применяется чистая, смоченная в бензине ткань. Поочередно происходит установка блоков, заглушки, закрывающие подъемные скобы и выступающие концы шин, предварительно снимаются с опорных швеллеров. Далее следует проверка выдвижных автоматических выключателей низкого напряжения на предмет совпадения горизонтальных осей с вертикальными осями ножей и втычных контактов, определение усилия нажатия с помощью динамометра. Помимо этого, наши специалисты проверяют оси симметрии подвижных и неподвижных дополнительных контактов на совпадение. Для вкатывания - выкатывания автоматических выключателей применяется специальное устройство, входящее в технический арсенал нашей компании.

Завершающая стадия монтажа представляет из себя комплексную проверку исправности всех приборов и проводок, исправности изоляции, прочности крепления болтов, подсоединение кабелей высокого напряжения к трансформаторам, присоединение к сети заземления.

2.6 Дефекты, возникшие в работе и способы их устранения

№	Наименование дефектов	Устранения дефектов
1.	Неправильная вязка изоляторов.	Перевязка.
2.	Неверное подсоединение фидера.	Переподсоединение
3.	Неправильная установка разъединителя.	Переустановка.
4.	Пробило предохранитель	Замена предохранителя
5.	Скол изолятора	Замена изолятора
6.	Перелом провода	Замена провода
7.	Повреждение изоляции провода	Замена провода
8.	Корпус подстанции не заземлен	Сделать заземление корпуса

2.7 Экономическая часть

№	Наименование	Кол.	Стоимость
1.	Подстанция	1	50000-00
2.	Подъемный Кран	1	2500-00
3.	Провод СИП	1	200
4.	Зажим для СИП	2	70

Определение номинальных токов двигательной нагрузки и нагрузки уличного освещения

а) Номинальный ток двигателя:

где: P_ном - номинальная мощность двигателя;

U_ном.л - номинальное линейное напряжение на обмотке статора;

з - к.п.д. при номинальном моменте на валу двигателя.

,

.

б) Номинальный ток линии освещения:

.

где: P_{ном.осв} - суммарная номинальная мощность линии освещения.

сosц = 1 - для осветительной нагрузки.

Определение суммарной мощности комплектной трансформаторной подстанции (КТП)

Полная суммарная мощность КТП S_КТП равна сумме полных мощностей отходящих фидеров:

,

.

Округлим суммарную мощность трансформатора до стандартной S_Т=160кВ•А.

Выбор КТП

Номинальное вторичное напряжение силового трансформатора должно соответствовать номинальному напряжению нагрузки. Мощность силового трансформатора S_T должна быть не менее суммарной мощности нагрузки, т.е. S_T > S_КТП. Из таблицы 1 выбираем КТП.

Таблица 1

Марка	Номинальная мощность, кВ-А	Напряжение, кВ	Габаритные размеры, мм, не более	Масса, кг
		ВН | НН	длина	ширина	высота
Однотрансформаторные
КТП-63-6/0,4	63	6	0,4	1300	1300	2740	995
КТП-63-10/0,4	63	10	0,4	1300	1300	2740	995
КТП-100-6/0,4	100	6	0,4	1300	1300	2740	1100
КТП-100-10/0,4	100	10	0,4	1300	1300	2740	1100
КТП-160-6/0,4	160	6	0,4	1300	1300	1385	1385
КТП-160-10/0,4	160	10	0,4	1300	1300	2740	1385

КТП 160 - 10/0,4; где: 160 кВА - номинальная мощность;

10 кВ - входное напряжение;

0,4 кВ - выходное напряжение.

2.8 Правила безопасных условий труда

1. Перед началом работы электромонтер обязан:

а) предъявить руководителю удостоверение о проверке знаний безопасных методов работ, а также удостоверение о проверке знаний при работе в электроустановках напряжением до 1000 В или свыше 1000 В, получить задание и пройти инструктаж на рабочем месте по специфике выполняемой работы;

б) надеть спецодежду, спецобувь и каску установленного образца.

2. После получения задания у руководителя работ и ознакомления, в случае необходимости, с мероприятиями наряда-допуска электромонтер обязан:

а) подготовить необходимые средства индивидуальной защиты. проверить их исправность;

б) проверить рабочее место и подходы к нему на соответствие требованиям безопасности;

в) подобрать инструмент, оборудование и технологическую оснастку, необходимые при выполнении работы, проверить их исправность и соответствие требованиям безопасности;

...