авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 12 |

«А.Ф. Зюзин, Н.З. Поконов, А.М. Вишток Монтаж эксплуатация и ремонт электрооборудования промышленных предприятий и установок ...»

-- [ Страница 4 ] --

ГЛАВА 5. МОНТАЖ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ § 5.1. Общие сведения Монтаж электрооборудования трансформаторных подстанций включает в себя монтаж оборудования распределительных устройств, трансформаторов, ошиновки, заземлений, устройств вторичной коммутации, силовой и осветительной сети и др. Монтаж электрооборудования подстанций осуществляется с применением индустриальных методов, с использованием унифицированных электроконструкций, электропроводок, узлов и монтажных изделий, шинопроводов, шинодержателей, зажимов и клемм, компенсаторов, предварительно скомплектованных в крупные блоки и узлы. При монтаже подстанции применяют прогрессивную технологию производства электромонтажных работ и максимально механизируют трудоемкие работы. Подготовка строительной части трансформаторных подстанций имеет большое значение для успешного и бесперебойного выполнения электромонтажных работ.

Требования к строительной части в основном сводятся к тому, чтобы были полностью закончены все строительные работы, включая и чистовые отделочные работы. До начала электромонтажных работ обычно принимают в эксплуатацию все вспомогательные установки:

освещение, отопление, вентиляцию, водоснабжение и др. Однако некоторые электромонтажные работы в трансформаторных подстанциях могут выполняться одновременно с санитарно техническими и другими смежными работами, т. е. до окончания строительных работ. В этом случае предусматривают меры для нормального и безопасного выполнения электромонтажных работ. Важно также чтобы были предусмотрены мероприятия, обеспечивающие защиту монтируемого электрооборудования, кабельных изделий и электроматериалов от порчи и загрязнения, от атмосферных осадков, грунтовых вод и низких температур. Приемку строительной части под электромонтажные работы оформляют соответствующим актом.

При правильной приемке и надлежащем хранении электрооборудования, кабельных изделий и других элементов трансформаторных подстанций они обычно нуждаются в дополнительных работах по ремонту, сушке, чистке и др. Благодаря этому сокращается срок выполнения электромонтажных работ и достигается их удешевление. Поэтому принимают и хранят электрооборудование и материалы, строго руководствуясь указаниями заводов изготовителей. Электрооборудование на складе осматривают с наружной стороны, частично вскрывая упаковку, обращают внимание на комплектность электрооборудования, его состояние (отсутствие поломок, повреждений и других дефектов), качество отдельных элементов и соответствие их техническим условиям. При хранении электрооборудования и материалов предусматривают меры, обеспечивающие их защиту от повреждений и дающие возможность осмотра и перемещения хранящихся грузов. Ряд деталей и узлов электрооборудования заводы изготовители выпускают в законсервированном виде. Если такие детали и узлы хранятся на складе длительное время, их периодически, в соответствии с техническими условиями, подвергают контрольному вскрытию, ревизии и реконсервации. При отсутствии технических условий эти работы выполняются не реже одного раза в девять месяцев.

Последовательность работ по монтажу электрооборудования трансформаторных подстанций устанавливается проектом производства электромонтажных работ (ППЭР).

Электромонтажные работы в трансформаторных подстанциях проводят лишь при наличии соответствующих проектов и смет, проекта производства электромонтажных работ и готовности строительной части соответствующих зданий и сооружений.

К монтажу подстанций предъявляется ряд требований. Одним из основных требований является прочное и надежное закрепление аппаратуры и шин на своих основаниях, чтобы они могли противостоять электродинамическим усилиям, возникающим при коротких замыканиях.

При несоблюдении этого требования происходит разрегулировка механической части основной аппаратуры (высоковольтных выключателей и разъединителей), в связи с чем нарушается ее четкость работы. На четкость работы механической части электрической аппаратуры влияет состояние трущихся частей. В тех случаях, когда имеется указание завода-изготовителя, упомянутые трущиеся части смазывают чистым вазелином. Чтобы смазанные части не загрязнялись на период монтажа их обертывают бумагой. Другое требование — принятие мер против утечки масла из маслонаполненных аппаратов. Масло имеет большое значение: око используется в качестве дугогасящей среды при отключениях и служит изолятором между отдельными токоведущими фазами, а также между ними и заземленным корпусом аппарата. Так как утечка масла может привести к аварии, необходимо обеспечить надежность сварных швов, фланцевых соединений и других мест, через которые может вытекать масло.

При монтаже подстанции необходимо предусматривать на токоведущих частях всех трех фаз специальные места для наложения переносных защитных заземлений.

§ 5.2. Организация работ по монтажу трансформаторных подстанций Электромонтажные работы на трансформаторной подстанции выполняют в две стадии, так как это сокращает срок работы.

На первой стадии параллельно с общестроительными работами закладные части устанавливают в строительные конструкции или прикрепляют строительно-монтажным пистолетом, ведут подготовку трасс проводок, монтируют заглубленные заземлители для внешнего контура заземления, прокладывают заземляющие проводники в зданиях и вне зданий, устанавливают втулки, в которых прокладывают полосы заземления. По окончании основных строительных работ монтируют электроосвещение и шины заземления, устанавливают крепежные детали и опорные конструкции. Одновременно вне зоны монтажа, в мастерских МЗУ подготавливают к монтажу комплектные заводские изделия, изготовляют укрупненные монтажные узлы и блоки и нетиповые монтажные изделия, заготовляют закладные части, трубы, шины, заземления и токопроводы. Комплектуемое в МЗУ электрооборудование и аппараты (КРУ, КСО, щиты) проверяют и подвергают ревизии. Строительно-отделочные работы помещения, покраска, устройство полов и другое выполняют после окончания электромонтажных работ первой стадии.

На второй стадии производят монтажные и установочные работы: установка комплектных устройств (КРУ или КСО), монтаж полностью укомплектованных узлов и блоков, прокладка проводов и кабелей, присоединение кабелей и проводов к электрооборудованию и др. (все работы выполняются в полностью законченных строительством и отделкой помещениях подстанции).

В помещениях трансформаторных подстанций и распределительных устройств заканчивают сооружение кабельных каналов, включая укладку металлических или железобетонных плит, застекление окон и фонарей, навеску дверей и врезку замков. После установки электрооборудования, блоков щитов и пультов настилают чистые полы метлахской плиткой.

В камерах трансформаторов строители устанавливают направляющие под катки трансформаторов, засыпают гравий в маслосборные ямы, устанавливают жалюзи и решетки.

Электрооборудование некомплектной трансформаторной подстанции монтируют в соответствии с ППЭР.

При переработке проекта для индустриального монтажа группа подготовки производства (ТПП) по согласованию со строителями вносит изменения в строительную часть подстанции (увеличиваются дверные проемы и изменяется их расположение, что необходимо для монтажа подстанции крупными блоками). К проекту прилагают приемосдаточную документацию: акт сдачи-приемки электромонтажных работ с приложением ведомостей технических документов и смонтированного оборудования, акт передачи помещений под монтаж, акт приемки электрооборудования под монтаж, протоколы осмотра и проверки выключателей, разъединителей, контактных соединений ошиновки;

протоколы заливки электроаппаратов трансформаторным маслом и испытания электрической прочности трансформаторного масла;

результаты измерения сопротивления изоляции электропроводок и кабелей, испытания распределительных устройств повышенным напряжением;

акт осмотра заземлителей перед закрытием (акты скрытых работ) § 5.3. Монтаж заземляющих устройств, изоляторов и ошиновки Заземляющие устройства.

Монтаж включает в себя прокладку шин заземления внутри подстанции и выполнение наружного заземляющего контура (см. гл. 2, § 16). Заземляют силовые трансформаторы гибкой перемычкой, изготовленной из стального троса. Перемычку с одной стороны приваривают к заземляющему проводнику, с другой стороны присоединяют к трансформатору с помощью болтового соединения. Такое соединение имеют все аппараты, подверженные вибрации или частому демонтажу. Заземление опорных и проходных изоляторов, установленных на кирпичных и железобетонных строительных конструкциях, выполняют присоединением шин заземления к фланцам изоляторов при помощи болтов, имеющихся на фланцах. Заземляемые выводы вторичных обмоток измерительных трансформаторов присоединяют к заземляющим болтам на кожухах этих трансформаторов, если нет иных указаний в проекте.

Проходы для заземляющих шин сквозь стены и перекрытия выполняют через отверстия или через стальные трубы или обоймы. При пересечении шинами температурных швов здания предусматривают компенсаторы (выступающая дуга из того же металла, что и шина). Шины соединяют сваркой. Длина сварочных швов равна двойной ширине шины при прямоугольном сечении или шести диаметрам ее при круглом сечении.

Провода заземления присоединяют к электроаппаратуре болтами, которые для этих целей предусмотрены на аппаратах. Если аппаратура установлена на металлоконструкциях, заземляющие полосы приваривают непосредственно к металлоконструкциям. Соприкасающиеся между собой заземляющие части аппаратов и место их установки тщательно зачищают и смазывают техническим вазелином или солидолом. Окончив монтаж, все заземляющие проводники, расположенные внутри здания, окрашивают черным асфальтовым лаком;

места, предназначенные для присоединения временных переносных заземлений, оставляют неокрашенными.

Изоляторы и ошиновки.

Перед монтажом изоляторов производят их ревизию: проверяют отсутствие у них трещин (увеличительным стеклом или смазкой поверхности керосином, от которого трещина темнеет), металлических вкраплений, отбитых краев и отколов;

прочность армирования колпачка и фланца (отсутствие выкрашиваний замазки, целость лакового покрова). Если дефект не превышает допускаемые пределы, то его устраняют: места откола или трещину покрывают двумя слоями бакелитового или глифталевого лака с просушкой каждого слоя, а при наличии агрессивной среды — эмалью марки ПХВ. Допускаемая непараллельность плоскостей колпачка и фланца составляет 1 мм, а разновысотность отдельных изоляторов — ±2 мм.

Укрепляют изоляторы на металлоконструкциях или на стенах толщиной до 100 мм;

на стальных конструкциях их крепят сквозными болтами, а на стенах толщиной более 100 мм — штырями, вмазанными на цементном растворе. Линейные вводы устанавливают таким образом, чтобы наружная часть ввода была расположена в положении, исключающем скопление в нем влаги и твердых осадков.

Технологические операции при выполнении ошиновки закрытых распределительных устройств включают: правку, резание, гнутье, монтаж контактных соединений. При отсутствии комплектных камер заводского изготовления работы по ошиновке для РУ цеховых подстанций (обработка контактных поверхностей, сварка соединений, сверление для болтовых соединений и гнутье) выполняют в мастерских по эскизам, составленным по предварительным замерам. В ряде случаев применяют макетный способ заготовки узлов ошиновки.

Рис. 60. Примеры крепления опорных изоляторов: а – на металлоконструкции ;

б – на штырях;

в – на сквозных болтах Рис. 61. Примеры крепления проходных изоляторов Для монтажа шин на объекте в помещении распределительного устройства заканчивают все работы по установке опорных и проходных изоляторов и аппаратов (рис. 60): на металлоконструкциях (а);

на штырях (б);

на сквозных болтах (в).

Проходные изоляторы, рассчитанные на токи 1500А и более, укрепляют на железобетонной плите (рис. 61) или рамах из угловой стали. Рамы выполняют так, чтобы в них не было замкнутых металлических контуров вокруг отдельных фаз. Во избежание чрезмерного нагревания шинодержателей и изоляторов от вихревых токов необходимо разорвать магнитный контур на шинодержателе. Поэтому при рабочем токе более 2000 А детали шинодержателей изолируют прокладками из электрокартона, а при токах более 1500 А одну из шпилек шинодержателя изготовляют из немагнитных материалов (чаще из латуни). Крепление шинодержателя или шины винтом к металлической головке изолятора выполняют так, чтобы конец крепящего винта не упирался в фарфоровую часть изолятора.

Устанавливают и крепят алюминиевые и медные шины на изоляторах различными способами в зависимости от количества шин в каждой фазе. Для установок, работающих на большие токи, обычно применяют многополосные шины или блоки шин, заранее изготовленные на монтажно-заготовительном участке. При монтаже многополосных шин, чтобы сохранить зазор между полосами и обеспечить жесткость ошиновки, ставят прокладки (сухари). Расстояние между точками установки прокладок определяется в проекте в зависимости от расчетной величины тока короткого замыкания. Правку шин на ребро выполняют так, чтобы шины не имели видимого прогиба.

В однополосных шинах, укрепляемых на головках изоляторов, делают овальные вырезы для компенсации изменения длины шины при нагревании ее током, а при креплении многополосных шин между верхней планкой шинодержателя и пакетом шин оставляют зазор в 1,5— 2 мм. Шины вследствие нагрева изменяют свою длину. Эти изменения тем больше, чем больше длина шин, поэтому на длинных участках ошиновки (более 20—30 м) устанавливают компенсаторы. В середине такого участка на одном шинодержателе выполняют жесткое крепление, на остальных шинодержателях шины крепят свободно с указанным зазором.

Необходимо отметить, что угол в ошиновке также является своего рода компенсатором, поэтому при присоединении шин к выводам аппарата делают специальные изгибы (если они отсутствуют), а при больших сечениях полос ставят компенсаторы. Это необходимо для того, чтобы тяжение от шин не передавалось на выводы изоляторов и не привело к повреждению фарфоровой изоляции или нарушению герметичности аппарата. В присоединениях к аппаратам гибких шин допускается усилие тяжения, создаваемое только весом гибкой шины.

Контактные соединения жестких шин при монтаже современных РУ выполняют преимущественно электросваркой, иногда используют болты и сжимы. Соединение шин давлением (холодная сварка) не получило широкого распространения в электромонтажной практике. Для соединения гибких шин и присоединения их к аппаратам применяют болтовые и прессуемые зажимы. Болтовые соединения жестких шин внахлестку при помощи сквозных болтов или сжимных накладок (плит) используют только в случае присоединения к аппаратам или в местах, где необходим разъем шин. В остальных случаях, как правило, применяют сварку. Непосредственное болтовое соединение применяют только для шин, выполненных из однородных, медно-алюминиевых переходных пластин.

Болтовое соединение стальных шин с алюминиевыми не допускается.

Сварные соединения жестких шин выполняют электродуговой сваркой на постоянном или переменном токе. Сварку на постоянном токе применяют для соединения алюминиевых шин толщиной до 20 мм и медных шин толщиной до 10 мм. Сварку производят при помощи угольно графитированного электрода с использованием флюса ВАМИ (50% хлористого калия, 30% хлористого натрия и 20% криолита) для алюминиевых шин и флюса на основе плавленой буры для медных шин, а также присадочных прутков из того же материала, что и соединяемые шины.

Источниками питания при сварке служат сварочные агрегаты и преобразователи типа ПС-300, ПСО-300, ВД-301 (ток до 300 А);

ПС-500, ПСУ-500, ВДУ (ток до 500 А);

ПСМ-1000, ВКСМ- (ток до 1000 А);

ВДМ-1601 (ток до 1600 А) и ВДМ-3001 (ток до 3000 А).

На переменном токе сваривают алюминиевые шины толщиной до 10 мм. В этом случае источниками питания служат сварочные трансформаторы типов СТЭ-34. ТС-300, ТД-300, ТС-500, ТД-500, СТШ-500. а также сварочные полуавтоматы ПРМ-2 и ПРМ-4. Флюсы, присадку и электроды при сварке применяют те же;

что и при постоянном токе. Однако при сварке на постоянном токе достигается более высокая производительность труда и качество шва.

Способ присоединения жестких алюминиевых шин к зажимам аппаратов выбирают в зависимости от конструкции зажима. Сложность состоит в том, что контактные части аппаратов, как правило, выполняют из меди. Если аппарат имеет несколько контактных болтов, то алюминиевые шины крепят непосредственно к выводам. Если имеется один болт на фазу, то применяют медно-алюминиевую пластину, которую и присоединяют к аппарату. В последнее время заводы электротехнической промышленности начали изготовлять специальные зажимы для присоединения алюминиевых шин. Например, у нового малообъемного выключателя типа ВМП 10 аппаратные выводы выполнены из алюминиевого сплава и имеют противокоррозийное защитное покрытие. Зачистка таких контактных поверхностей напильником или наждачной бумагой недопустима (можно повредить покрытие). Если необходима очистка, то ее осуществляют с помощью растворителей (бензин, спирт).

Гибкие шины к плоским контактным выводам аппаратов присоединяют с помощью болтовых зажимов, изготовляемых для медных проводов из сплава меди, а для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов — из сплава алюминия или с помощью прессуемых ответвительных зажимов. В последнее время шины к аппаратам (например, к реакторам) присоединяют сваркой.

Шины распределительных устройств после монтажа окрашивают ровным слоем эмали или масляной краской.

§ 5.4. Монтаж измерительных трансформаторов Измерительные трансформаторы подразделяют на трансформаторы тока и напряжения.

Трансформаторы тока.

Рис. 62. Трансформаторы тока:

а — одновитковый с фарфоровой изоляцией (ТПОФ);

б — одновитковый с литой изоляцией (ТПОЛ);

в — многовитковый с литой изоляцией (ТПЛ);

г — шинный (ТПШФ);

1 — вывод первичной обмотки;

2 —- фарфоровый изолятор (для ТПОЛ и ТПЛ — литая изоляция);

3 — выводы вторичной обмотки;

4 — фланец;

5 — кожух;

6 — стальные угольники;

7 — магнитопровод При монтаже подстанций в большинстве случаев применяют трансформаторы тока (рис.

62) типов ТПФМ, ТПФМУ*, ТПОЛ, ТПОФ, ТПЛ, данные которых приведены в справочниках и каталогах. В состав условных обозначений некоторых трансформаторов тока заводами включаются буквы Д и 3, которые показывают, что аппарат предназначен соответственно для дифференциальной или земляной защиты. У принимаемых для монтажа трансформаторов тока в первую очередь осматривают фарфоровую изоляцию, токоведу-щий стержень или шины. К фарфоровой изоляции и армировке трансформаторов тока, принимаемых для монтажа, предъявляют те же требования, что и к фарфоровой изоляции и армировке опорных изоляторов.

* Буква У обозначает усиленное исполнение. В полном условном обозначении трансформатора тока, например ТПОФ 10-0,5/0,5-600, буквы обозначают тип трансформатора, цифры — соответственно номинальное напряжение, классы точности и номинальный первичный ток.

Кроме того, проверяют, нет ли повреждений кожуха, фланца и колодок вторичных выводов, имеются ли обозначения выводов и паспортная табличка.

Помимо внешнего осмотра, все трансформаторы тока перед монтажом проверяют на отсутствие обрыва у вторичной обмотки, правильность маркировки выводов и других данных по ПУЭ, а также состояние изоляции обеих обмоток и исправность стального сердечника. В закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) на 6—10 кВ проходные трансформаторы часто применяют в качестве проходных изоляторов. Монтаж таких трансформаторов тока ведется по той же технологической схеме, что и монтаж проходных изоляторов. Существуют различные варианты установки трансформаторов тока с проходными изоляторами.

Если трансформаторы встраивают в проемы стен или междуэтажных перекрытий, то между корпусом аппарата и торцовыми частями проема предусматривают зазоры 3—4 мм, чтобы заложить в зазор толевую прокладку, предохраняющую корпус трансформатора от коррозии. В состав комплекта необходимо подбирать аппараты с одинаковыми характеристиками.

Осуществляют такой подбор на основании данных паспортных табличек трансформаторов и в соответствии со схемой заполнения распределительного устройства, где указано, в какой последовательности следует монтировать те или иные трансформаторы тока.

Вводы трансформаторов тока монтируют так, чтобы шины со стороны питания подходили к зажимам с пометкой Л1, а отходящие шины — к зажимам с пометкой Л2. В противном случае маркировка вторичных обмоток И1 и И2 нарушится и их концы необходимо будет перемаркировать. После того как трансформаторы тока закреплены, их вторичные обмотки и кожухи соединяют с заземлением. Выводы вторичных обмоток, если к ним не присоединяют измерительные приборы и реле, должны быть закорочены. Этим исключается возможность образования опасного напряжения на выводах и во вторичных цепях и предотвращается недопустимый нагрев сердечников трансформатора.

Трансформаторы напряжения.

Они имеют такую же конструкцию, как и силовые трансформаторы, так же включаются в сеть, но отличаются от них меньшими размерами и предназначены для питания обмоток напряжения счетчиков, вольтметров, ваттметров, реле напряжения и др. Трансформаторы напряжения типов НОМ-10, НТМК-10, НТМИ-10*, применяемые при монтаже в ЗРУ на 6—10 кВ, и их вес приведены в справочниках и каталогах.

Перед монтажом проверяют в трансформаторах напряжения уровень масла, исправность маслоуказателя и наличие паспортной таблички, имеется ли повреждение бака, течь масла между баком и крышкой или из-под фланцев выводов.

Электрические испытания трансформаторов напряжения заключаются в следующем:

измеряют сопротивления изоляции обмоток, определяют полярности выводов высшего и низшего напряжения и проверяют коэффициент трансформации. Поскольку трансформаторы напряжения являются маслонаполненными аппаратами, перед монтажом у них берут пробу масла, испытывают ее в объеме, предусмотренном в ПУЭ- При монтаже трансформаторов напряжения сначала устанавливают опорную конструкцию (если трансформатор не установлен непосредственно на бетонном полу);

затем поднимают на рабочее место и устанавливают трансформатор и присоединяют заземление. Трансформатор устанавливают так, чтобы доступ к спускной пробке был со стороны коридора управления.

Расстояние от уровня пола до пробки должно быть не менее 200 мм или предусматривают соответствующий приямок.

Опорные конструкции для трансформаторов напряжения могут быть разнообразного исполнения. Конструкцию для установки трансформатора НТМИ-10 изготовляют из угловой стали и закрепляют непосредственно на полу камеры. Нижний угольник вместе с основаниями стоек заливают бетонным раствором. В ряде случаев в проектах предусматривают установку в камере закрытого РУ подстанции четырех трансформаторов НОМ-10 на конструкции, изготовленной из угловой стали. Подъем на конструкцию этих трансформаторов производят * В принятых сокращенных наименованиях типов трансформаторов буквы означают следующее: Н — трансформатор напряжения;

О — однофазный;

М — масляный;

Т — трехфазный;

К — с компенсирующей обмоткой;

И — с испытательной обмоткой, а цифры указывают номинальное напряжение.

блоком или талью. Во время установки трансформаторов их первичные зажимы «высокое напряжение» (ВН) должны быть закорочены и заземлены, а провода вторичной цепи «низкое напряжение» (НН) отсоединены, так как при случайном подключении к этим проводам приводов осветительной или силовой сети появится на выводах первичной обмотки трансформатора высокое напряжение.

Монтируя трехфазные трансформаторы напряжения, учитывают общий порядок чередования фаз, принятый в распределительном устройстве. У однофазных трансформаторов вывод, имеющий маркировку X, заземляют. Если устанавливают три однофазных трансформатора, то все выводы X соединяют общей шиной и заземляют. Когда устанавливают два трансформатора напряжения и соединяют их в открытый треугольник, рабочую, фазу со стороны НН заземляют только в том случае, если это предусмотрено проектом. Корпус каждого трансформатора присоединяют к заземляющему устройству отдельной шиной.

Перед включением трансформатора под напряжение вынимают картонную шайбу, заложенную под болт маслоналивного отверстия. Заземляемые выводы вторичных обмоток трансформатора присоединяют к заземляющим болтам, находящимся на их кожухе.

§ 5.5. Монтаж разъединителей, выключателей и предохранителей Разъединители.

Они служат для отключения отдельных участков электрической цени после того, как этот участок обесточен силовым выключателем. Не разрешается отключать разъединители при протекании через них тока нагрузки, так как они не имеют устройств для гашения электрической дуги. В отдельных случаях, оговоренных Правилами технической эксплуатации (см. ПТЭ 1071— 1072), разъединителями разрешается отключать небольшие токи холостого хода трансформаторов и емкостные токи линии.

Разъединители, принимаемые для монтажа, предварительно подвергают ревизии. Их контактные поверхности не должны иметь раковин, пленок окиси и погнутостей. При обнаружении пленок окиси их удаляют с помощью мягкой стальной щетки. При наличии погнутостей разъединитель ремонтируют. Во время ревизии тщательно проверяют наличие деталей разъединителя (отсутствие хотя бы одной из них не позволяет вводить разъединитель в эксплуатацию) и правильность хода его ножей, которые должны входить в контакты ровно, без перекосов, по возможности по осевой линии. После ревизии разъединитель устанавливают, крепят и регулируют совместно с приводом.

Разъединители изготовляют однополюсные и трехполюсные. В принятых сокращенных наименованиях разъединителей, например разъединитель типа РВО-10/400, обозначают: Р — разъединитель, В — внутренняя установка, О — однополюсный, цифры — напряжение до 10 кВ, ток 400 А.

Рис. 63. Однополюсные разъединители:

1 — цоколь;

2 — опорные изоляторы;

— стойки;

4 — скоба с выступом;

5 — зуб;

6 — подвижный контакт;

— вал;

8 — шпилька;

— пружина;

10 — стальная пластина;

— нож;

12 — фарфоровая тяга;

13 — неподвижный контакт;

14 — чугунный контактодержатель;

— лапа для крепления аппарата Контактную систему разъединителя (ножа) типа РВО-10/400 монтируют на двух опорных изоляторах 2, укрепленных на стальном цоколе 1 (рис. 63, а). Подвижный контакт состоит из двух медных пластин 4, а неподвижный выполнен в виде стойки 3. Необходимое давление в контактах во включенном положении разъединителя создается при помощи пружин 6. Стальные пластины представляют собой магнитные замки. В момент протекания токов к.з. они под действием магнитных сил увеличивают давление в контактах.

Разъединители типа РВК-10/3000 на напряжение 10 и 20 кВ (рис. 63, б) выпускают в виде отдельных полюсов. В мастерской МЗУ проводят ревизию полюсов разъединителя и комплектуют их в трехполюсные. К разъединителю могут быть присоединены алюминиевые шины коробчатой формы, а также шины, расположенные в одной плоскости как плашмя, так и на ребро по отношению к основанию разъединителя.

Трехполюеные разъединители для внутренней установки монтируют в вертикальном, горизонтальном и наклонном положениях. В процессе монтажа регулируют ножи разъединителя.

При правильной регулировке вхождение ножей в неподвижные контакты происходит одновременно и без перекосов (допуск не более 3 мм). Величина усилия вытягивания ножа из неподвижного контакта одного полюса должна соответствовать требованиям заводской инструкции, но быть не менее 10—12 кг для разъединителей на 400 А, 16—18 кг—на 600 А и 35— 40 кг — на 1000 А.

Большое значение при монтаже имеет правильное сочленение разъединителя с приводом.

При этом регулировка положения разъединителя и привода должна привести к тому, что включенному положению разъединителя будет соответствовать верхнее положение рукоятки рычажного привода или крайнее правое положение маховика. Для отключения разъединителя маховик необходимо поворачивать против часовой стрелки.

Крайние положения кожа разъединителя («включено» и «отключено») фиксируют за счет упора подвижных частей привода;

ножи не должны доходить до упора на 2—3 мм как в отключенном, так и во включенном положениях.

Перед вводом в эксплуатацию разъединители проверяют многократным включением и отключением от привода, во время которых не должно быть заеданий или ударов. Удары ножей об изолятор устраняют изменениями длины тяги и хода ограничителей и упорных шайб, а удары о неподвижный контакт — легким перемещением изолятора на цоколе или перемещением неподвижного контакта на головке изолятора.

Выключатели нагрузки или разъединители мощности.

Рис. 64. Общий вид и размеры для установки и регулировки выключателя ВЫП-16 и привода ПРА- Они отличаются от трехполюсных разъединителей наличием устройства дугогасительных пластмассовых камер, имеющих газогенерирующие вкладыши для гашения дуги. Выключатели нагрузки предназначены для отключения и включения рабочих токов, но не служат для защиты от токов к.з. Как и обычные разъединители, выключатели нагрузки имеют видимый разрыв цепи. В настоящее время заводы выпускают выключатели нагрузки типа ВНП-16 (рис. 64), предназначенные для отключения токов нагрузки только до 400 А. В состав таких выключателей входят предохранители типа ПК, которые служат защитой от токов к.з.

В зависимости от типа предохранителя основными установочными размерами выключателя ВНП-16 будут: размер А — от 703 до 858 мм;

размер Б — от 870 до 1020 мм. Вес выключателя кг.

Для дистанционного управления выключателями нагрузки применяют приводы ручные, ручные автоматические и соленоидные. В последнее время заводы электропромышленности изготовляют выключатели нагрузки типа ВНП-17,отличающиеся от типа ВНП-16 наличием устройства для автоматического отключения при перегорании любого из трех предохранителей.

Перед монтажом выключатели нагрузки подвергают наружному осмотру: проверяют подвижность контактов, целостность пластмассовых камер и наличие в них пластмассовых вкладышей. Контактный нож дугогаситрльного контура должен легко и свободно (без заеданий) входить во вкладыши. При осмотре фарфоровой изоляции к ней предъявляют те же требования, что и к опорным изоляторам. Проверяют угол поворота вала выключателя и подвижных контактов. При этом учитывается, что поворот вала на 71—73° должен соответствовать повороту ножей рабочего контура на 58°. Ход дугогасительных ножей в камерах составляет 160 мм. Перед монтажом размечают места установки выключателя и привода ПРА-12. Для получения строго вертикального положения выключатель сначала подвешивают на двух верхних болтах и выверяют его положение по уровню и отвесу, затем соединяют с приводом тягой, представляющей собой трубу диаметром 19 мм. При выборе длины тяги и отверстия в секторном рычаге необходимо выбирать наиболее благоприятные условия совместной работы выключателя и привода.

Выключатель нагрузки монтируют так, чтобы предохранители располагались перед аппаратом. Поэтому на отходящих фидерах предохранители располагают над выключателем.

Предохранители располагают на доступной для обслуживания высоте. Привод соединяют с выключателем через дистанционный подшипник. Смонтированный и отрегулированный выключатель вместе с приводом перед включением проверяют на последовательность работы главных и дугогасительных контактов. (При включении первыми замыкаются дугогасительные контакты, при отключении первыми размыкаются главные контакты.) Во включенном положении необходимо добиться строгой вертикальности ножей А Высоковольтные выключатели.

Выключатели бывают двух типов: мало- и многообъемные. Наиболее распространенными типами малообъемных выключателей в шкафах комплектных распределительных устройств (КРУ) и ячейках камер сборных распределительных устройств с одной системой шин (КСО) подстанции являются масляные выключатели типов ВМП-10, ВМГ-133, МГ-10, МГГ-10, а многообъемных баковых — выключатели типов ВМБ-10, ВМЭ-6, ВМ-16 и ВМ-35. Из-за ряда недостатков, которыми обладают многообъемные масляные выключатели, их применение и изготовление ограничено.

Малообъемный выключатель ВМП-10. В настоящее время при монтаже подстанций широко применяют выключатели типа ВМП-10 (выключатель масляный, подвесной, на 10 кВ) с одним разрывом на фазу. По сравнению со старой конструкцией выключателей ВМГ-133 они имеют меньшие габаритные размеры и вес, их контакты облицованы дугостойкой металлокерамикой (это значительно увеличивает их срок службы), дугогасительные устройства доступны для осмотра и ревизии (после осмотра не требуется регулировки выключателя), при монтаже выводы можно непосредственно присоединять к алюминиевым шинам. Эти выключатели изготовляют в двух исполнениях: типа ВМП-10 — для обычных РУ и для камер КСО и типа ВМП 10К — для малогабаритных камер КРУ выкатного типа. Выключатели ВМП-10 (рис. 65) изготовляют на номинальный ток 600, 1000 и 1500 А. Их вес без масла соответственно равен 140, 145 и 160 кг. После монтажа выключатели заливают трансформаторным маслом в количестве 4, кг.

Приводной механизм выключателя — кривошипно-шатунный. Насаженный на вал двуплечий рычаг одним плечом (кривошипным) имеет шарнирную связь с шатуном, который в свою очередь шарнирно соединен с перемещающимся в направляющих контактным стержнем.

Доставленный на место монтажа выключатель внешне осматривают и проверяют комплектность.

Для внутреннего осмотра снимают нижнюю крышку с неподвижным розеточным контактом, вынимают распорный цилиндр и гасительную камеру. Выключатель ВМП-10 можно комплектовать с электромагнитным приводом ПЭ-11, представляющим собой модернизированный привод ПС-10, или с приводом ПРБА.

Рис. 65. Общий вид и установочные размеры выключателя ВМП-10:

1 — пробка маслоналивною отверстия;

2 — скоба для подъема;

3 — тяга;

4 — отключающая пружина;

5 — маслоука затель;

6, 7 — масляный и пружинный буфера;

8 — баки;

9 — опорные изоляторы;

10 — болт заземления;

11 — стальная рама, 12 — вал После ревизии выключателя укрепляют его раму, а затем на нее навешивают полюса.

Прежде чем установить перемещения сочленяющих механизмов (для чего вручную проворачивают наружные рычаги), проверяют провертывание вала выключателя при отсоединенных отключающих пружинах. После установки полюсов выключатель соединяют с приводом тягой, изготовленной из стальной трубы диаметром 19 мм. Ход подвижных контактов выключателя должен быть 240— 245 мм. При работе на токи 600 и 1000 А ход в контактах (вжим) равен 63—55 мм, при работе на ток 1500 А — 56+4 мм.

Разновременность касания контактов не должна превышать 5 мм. Во включенном положении выключателя зазор в пружинном буфере составляет 0,5—1,5 мм, при ходе пружины — 22—23 мм. Ход штока масляного буфера допускается порядка 16 мм. Особое внимание при ревизии и регулировке уделяют розеточному контакту: контактный стержень должен входить в розеточный контакт строго по центру и на достаточную глубину, определяемую нормируемым ходом в контактах.

По окончании монтажа выключатель заливают сухим трансформаторным маслом. Уровень масла в отключенном положении должен находиться между двумя чертами, нанесенными на стекле масло-указателя.

Многообъемный выключатель ВМБ-10. Этот выключатель рассчитан на номинальное напряжение 10 кВ и токи 200, 400 и 600 А. Габаритные размеры и устройство выключателя ВМБ 10 показаны на рис. 66. На крышке рядом с валом механизма укрепляется выхлопная труба газоотвода. Проходные изоляторы размещены на крышке по окружности с наклоном во внешнюю сторону. Бак выключателя имеет цилиндрическую форму, дно бака — сферическую. Выключатель снабжен устройством, предохраняющим его от взрыва. Торцовые контакты одновременно являются рабочими и дугогасящими. Подвижные контакты каждой фазы представляют собой медную шину, к концам которой привинчены съемные наконечники. Эти шины прикреплены к штангам и перемещаются вместе с ними. Необходимое контактное давление создается за счет сжатия пружин (помещенных на шпильках), крепящих шины подвижных контактов к штангам.

Рис. 66. Масляный выключатель ВМБ-10: 1 — бак;

2 — изоляция бака;

3 — фарфоровые изоляторы: 4 — токоведущий стержень;

5 — прилив;

6 — неподвижный контакт;

7— подвижные контакты;

8 — указатель уровня масла;

9 — винт для заземления;

10 — пробка, закрывающая отверстие для заполнения бака маслом;

11 — вал выключателя;

12 — крышка;

13 — вилка для соединения выключателя с приводом;

14 - уплотняющая прокладка;

— обод;

16 — пружина;

П — дно;

18 — пробка для спуска и взятия пробы масла;

19 — шпилька Выключатель на монтаж обычно поступает в собранном и отрегулированном виде. Его монтируют на опорных металлоконструкциях на такой высоте, чтобы при эксплуатации можно было полностью опустить бак вниз и осмотреть внутренний механизм выключателя. Поэтому расстояние от нижней поверхности выключателя до пола должно быть 1050 мм. После установки на фундамент осматривают все наружные и внутренние части и устройства (газоотводы, предохранительные клапаны, приспособления для подогрева масла), проверяют основные регулировочные размеры выключателя, привода, изоляцию, работу выключателя с приводом.

После выверки по уровню, отвесу и центровки по осям распределительного устройства выключатели и его приводы надежно крепят к опорной конструкции болтами, указанными в проекте или инструкции завода-изготовителя, из-за больших динамических нагрузок, возникающих при отключении больших мощностей (например, при коротком замыкании).

Необходимо застопорить крепежные болты контргайками. При заделке опорной конструкции и болтов в бетонной стене применяют высокопрочный раствор.

Высоковольтные предохранители.

В установках на напряжение 6—10 кВ применяют предохранители с заполнением кварцевым песком. Предохранители типа ПК используют для защиты силовых цепей, а предохранители типа ПКТ — для защиты трансформаторов напряжения. Перед монтажом высоковольтных предохранителей проверяют: состояние фарфоровых и металлических частей, полноту засыпки патронов песком (при встряхивании патронов не должно быть слышно шума пересыпающегося песка), исправность указателя срабатывания и стальных пружинящих скоб (правильность охвата скобами контактных губок), правильность положения ограничительных и торцовых пластин, исправность действия замков (откидных пружинящих скоб), соответствие номинального тока патронов номинальному току контактных оснований.

У хорошо смонтированных высоковольтных предохранителей' указатели срабатывания расположены так, что они хорошо видны обслуживающему персоналу. Патроны вдвигаются в губки нажатием одной руки и не выпадают под действием вибрации и динамических усилий от коротких замыканий. С помощью мегомметра проверяют целостность плавкой вставки. Патроны предохранителя типа ПК снабжают указателем срабатывания, который представляет собой закрепленную на крышке патрона металлическую втулку со вставленной в нее одним концом пружиной. На свободном конце пружины держится головка указателя с крючком, закрепленным за указательную проволоку. Указательная проволока, перегорая вслед за плавкими вставками, освобождает пружину, которая выбрасывается вместе с головкой, сигнализируя о перегорании предохранителя. Патроны предохранителя типа ПКТ такого указателя не имеют.

Рис. 67. Размеры предохранителей ПК и ПКТ Основные установочные данные предохранителей типа ПК и ПКТ и их вес приведены на рис. 67 и в табл. 4.

Таблица Тип Размеры, мм Вес с патроном предохранителя А без цоколя, кг Б В Г Д Е Ж ПК-6/150 365 505 550 170 285 80 14 ПК-10/50 465 600 650 195 310 80 14 8, ПК-35/20 625 825 865 395 470 150 18 20, ПК-10 215 400 450 175 250 80 14 4, Предохранители не рекомендуется монтировать пополюсно на строительном основании.

Если же это необходимо, то предохранители устанавливают на общей металлоконструкции, изготовляемой в мастерской МЗУ из угловой и полосовой стали. Если предохранители монтируют на металлоконструкции, их крепят пополюсио болтами М12 (длина 50—55 мм);

совместную проверку всех трех полюсов производят с применением рейки и уровня. Цоколь каждого полюса должен иметь надежный электрический контакт с металлоконструкцией, что бы обеспечить его заземление. Если предохранители закрепляют непосредственно на строительном основании, то нецелесообразно их пополюсное крепление. При установке предохранителей строго выдерживают расстояние между осями опорных изоляторов каждой фазы в соответствии с заводскими требованиями. Установив патроны предохранителей (для предохранителей типа ПК — указателями срабатывания вниз), убеждаются в том, что их обоймы входят в контактные пинцеты без перекосов. Фиксаторы должны удерживать патроны от возможных продольных сдвигов патронов, а замки (для предохранителей типа ПК) надежно закреплять их в пинцетах. Отклонения от приведенных требований устраняют в процессе монтажа путем небольших перемещений цоколей и изоляторов или некоторой корректировкой формы изгиба пинцетов, фиксаторов и замков.

5.6. Монтаж и испытания комплектных распределительных устройств Комплектным распределительным устройством (КРУ) называют устройство, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов или блоков с встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами и поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.

Комплектным распределительным устройством наружной установки (КРУН) называют устройство, предназначенное для наружной установки.

Рис. 68. Камера КРУ внутренней установки:

1,2 — левая и правая двери;

3 — болты для заземления;

4 — трансформаторы тока типа ТЗЛ;

5 — заземлитель;

6, — нижние и верхние ножи штепсельных разъединителей;

7 — кабельные воронки (места установки);

8, 24— нижняя и верхняя шторки;

9 — отсек транс форматоров тока и кабельных разделок;

10 — транс форматоры тока типа ТПЛ-10;

11 — съемный лист;

12, 14 — нижняя и верхняя съемные крышки;

13, 16 — перегородки;

17 — изоляторы переходные типа ОМБ-10;

18 — изоляторы опорные типа ОМБ-10;

19 — отпайка от сборных шин;

20 — сборные шины;

21 — крышка;

22 — отсек сборных шии;

23 — лист;

25 — скобы для подъема шкафа;

26 — съемный лист;

27 — релейный шкаф;

28 — корпус шкафа;

29 — низковольтная контактная система;

30 — выкатная тележка;

31 — ручка;

32 — отсек выкатной части;

33 — опорные швеллеры шкафа;

34 — направляющие для перемещения тележки На рис. 68 показана камера КРУ внутренней установки. Камеры этого типа являются законченными элементами распределительных устройств на напряжение 6—10 кВ и номинальные токи 600, 1000 и 1250, 1500, 2000,и 2750 А. Камера состоит из стального корпуса, выкатной тележки 30 и релейного шкафа 27. Внутренность камеры с помощью горизонтальных перегородок разделена на три отсека: для сборных шин РУ;

для трансформаторов тока и концевых кабельных муфт;

для выкатной части оборудования, где расположена тележка с установленным на ней масляным выключателем с приводом или трансформатором напряжения о предохранителями.

При необходимости осмотра или ревизии тележку выкатывают из камеры. Тележка в камере может находиться в двух фиксированных положениях. В рабочем положении (фиксируется жестким упором механизма вкатывания) первичные и вторичные цепи замкнуты, обеспечивая нормальную работу устройства. Для опробования работы выключателя с приводом, тележка может находиться в контрольном положении, при котором первичные цепи разомкнуты, а вторичные замкнуты. Для предотвращения ошибочных операций в шкафах с выключателем предусмотрена механическая блокировка, не допускающая при включенном выключателе выкатывание тележки из рабочего положения и вкатывание ее в шкаф. Кроме того, эта блокировка не допускает включения выключателя в промежутке между рабочим и контрольным положением тележки. В КРУ имеются заземляющие ножи с блокировкой.

Рис. 69. Крепление камер КРУ к полу:

1 — выкатная часть;

2 — отсек выключателя;

3 — отсек трансформаторов тока;

4 — отсек сборных шин;

5 — отсек магистральных шин вторичной коммутации;

6 — релейный шкаф;

7 — камера КРУ;

8 — шкаф КРУ;

9 — анкерный болт;

10 — швеллер № 5;

11 — швеллер № 8— При монтаже тележку из камер выкатывают. Вначале устанавливают, в соответствии с проектом, крайнюю камеру, к которой затем приставляют следующую. Камеры скрепляют между собой болтами, причем нижнюю часть скрепляют с закладными металлическими конструкциями (рис. 69). Вертикальное положение камер выверяют по отвесу, горизонтальное — по уровню.

По окончании установки камер монтируют сборные шины. Контактные поверхности сборных шин промывают бензином и смазывают слоем вазелина. Зачищать эти поверхности напильником или шкуркой нельзя, так как они покрыты на заводе противокоррозийным покрытием (сплав олова и цинка). Болты в контактных соединениях и в шинодержателях затягивают после монтажа сборных шин всей секции КРУ. Затем прокладывают магистральные шинки вторичных цепей для управления, защиты и сигнализации.

После присоединения силовых и контрольных кабелей вкатывают тележки, проверяя совпадение низковольтных контактов тележки с контактами, установленными на релейном шкафу;

совпадение высоковольтных штепсельных контактов, заземляющих контактов тележки с контактами заземления корпуса, а также работу шторок (они должны подниматься и опускаться без перекосов и заеданий) и действие механической блокировки.

Подобным образом монтируют камеры КРУ и всех других типов. Устранение неисправностей, регулировку и настройку производят в соответствии с инструкциями заводов изготовителей (поставляются заводами при отправке камер). Перед вводом в эксплуатацию проверяют все соединения и цепи, а наладку и испытание выполняют в объеме и по нормам согласно ПУЭ. Аппараты в шкафах КРУ заземляют через металлоконструкции, на которых они смонтированы. Поэтому места установки болтов, крепящих аппаратуру, тщательно зачищают, а болты надежно затягивают.

Завод-изготовитель отправляет камеры КРУ преимущественно в виде блоков по три камеры, в деревянной упаковке, не рассчитанной на длительное хранение в условиях открытой площадки. По прибытии на место, камеры помещают в сухое закрытое помещение, освобождают от упаковки, очищают от пыли, стружек и внешне осматривают. Хранят и транспортируют камеры только в вертикальном положении.

Если позволяют подъемно-транспортные средства, то блок доставляют на место монтажа целиком, проверяя, связаны ли отдельные элементы шинных коробов, идущих от шкафов КРУ, между собой и надежно ли присоединены коробы к металлоконструкции шкафов. В противном случае блок разбирают и транспортируют каждую камеру отдельно.

Испытания оборудования распределительных устройств.

Электрооборудование распределительных устройств после монтажа проходит соответствующие испытания и наладку, после чего сдается в эксплуатацию по акту. При сдаче комиссии предъявляют перечень отклонений от проекта, чертежи рабочего проекта с нанесенными на них изменениями, акты скрытых работ, протоколы сушки, ревизии, формовки батарей, принципиальные схемы, а также протоколы испытаний и наладки электрооборудования с указанием исправлений, произведенных в процессе наладки:

Смонтированное электрооборудование распределительных устройств предъявляют к сдаче после устранения дефектов и недоделок, обнаруженных в процессе предварительных осмотров.

Объем и нормы испытаний смонтированного оборудования приведены в § 12.1. При приеме законченных электромонтажных работ комиссия проверяет соответствие их проекту и требованиям ПУЭ и СНиП.

§ 5.7. Монтаж комплектных трансформаторных подстанций Рис. 70. Общий вид комплектной трансформаторной подстанции типа КТП-560-6-10/0,4-22, Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) предназначены для установки в цехах промышленных предприятий, в среде которых отсутствуют значительные концентрации паров или газов и токопроводящей пыли, разрушающих изоляцию и металлы. Комплектные трансформаторные подстанции (рис. 70) не предназначены для установки во взрывоопасных зонах, помещениях и в местах, не защищенных от прямого попадания влаги. Работа КТП не требует постоянного обслуживания и обеспечивается при температуре окружающего воздуха от —20 до +40° С и относительной влажности до 80% при 20е С. Имеются также КТП, предназначенные для установки снаружи (КТПН).

КТП устанавливают в помещениях без ограждения, с маслоприем-никами, расположенными под трансформаторами. Под каждым масло-наполненным трансформатором с количеством масла 600 кг и более предусматривают маслоприемник (в виде бетонированной емкости), площадь которого берется не менее площади основания трансформатора. Емкость должна вмещать не менее 20% полного объема масла трансформатора с отводом масла в дренажную систему. Дно маслоприемника имеет уклон 2% в сторону приямка размером 200 X X 200 мм для стока масла.

КТП выпускают в одно- и двухтрансформаторном исполнении;


они состоят из отдельных блоков, поставляемых на место монтажа в подготовленном виде. Блоки комплектуют всеми деталями для механических и электрических соединений. КТП состоят из трех основных элементов: высоковольтного блока, силового трансформатора и распределительного шкафа.

Двухтрансформаторные КТП состоят из двух однотрансформаторных подстанций, соединенных секционным шкафом. При монтаже КТП обеспечивается свободный проход с лицевой стороны не менее 1000 мм, с задней — не менее 800 мм.

Заводы-изготовители отправляют высоковольтный блок и распределительный шкаф в деревянных ящиках, обшитых с внутренней стороны влагонепроницаемым материалом. Их габариты и вес позволяют транспортировать по железной дороге и на автомашине. До монтажа КТП хранят в закрытых помещениях, где нет газов и пыли, при температуре не ниже 0° С (хранят и транспортируют КТП только в вертикальном положении).

Блок КТП устанавливают на подготовленный фундамент и жестко закрепляют на закладных частях сваркой. При этом распределительные шкафы предварительно закрепляют на опорных швеллерах. После установки и сборки всех элементов КТП и трансформатора соединяют токоведущие части между собой. Трансформатор с РУ соединяют гибкой перемычкой. Перед соединением отдельных элементов шин между собой и с аппаратами с контактных частей удаляют смазку, оксидную пленку с алюминиевых шин, окись с медных и ржавчину со стальных, ликвидируют вмятины, раковины и неровности, чистой тряпкой удаляют металлическую пыль, после чего покрывают их тонким слоем технического вазелина. После окончательной чистки удаляют грязный вазелин и покрывают чистым (только для алюминиевых шин). Соединив все элементы, устанавливают автоматы и шкафы. Необходимо следить, чтобы вертикальные и горизонтальные оси симметрии втычных контактов и встречных ножей совпадали. Несоосность между задними колесами каркаса, на котором установлен автомат, и рельсами (в рабочем положении автомата) более 1 мм не допускается. Устранение неисправностей, регулировка и настройка производятся в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей.

5.8. Монтаж силовых трансформаторов В монтаж трансформаторов входят следующие работы: ревизия, сборка, установка на рабочем месте и ввод в экплуатацию. Организация и выполнение этих работ осуществляются исходя из местных условий. Работы по монтажу трансформаторов проводятся обычно в два этапа:

подготовительные работы и непосредственно монтажные работы.

До начала монтажа (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, помещения для трансформаторной мастерской;

подбирают и проверяют такелажное оборудование и механизмы, предназначенные для разгрузки и перемещения трансформаторов. При приемке строительной части внутрицеховых подстанций обращается внимание на устройства под каждым трансформатором маслоприемннка (см. § 5.9) и на размеры дверей в трансформаторных камерах, которые должны позволять ввозить в камеру полностью собранные трансформаторы после их осмотра и сборки в трансформаторной мастерской.

Организация монтажа трансформатора заключается в сооружении при крупном промышленном предприятии трансформаторной мастерской, оснащенной подъемными средствами, приспособлениями, инструментами и приборами и имеющей, масляное хозяйство для сушки и очистки трансформаторного масла. В тех случаях, когда мастерская отсутствует, работы по монтажу и ревизии трансформаторов производятся в одном из цехов действующего или сооружаемого предприятия или же непосредственно на месте установки с возведением временного укрытия необходимой высоты. Место, отведенное для этой цели, ограждают и предусматривают наличие противопожарного инвентаря. Особое внимание обращается на такелажные работы, связанные с монтажом трансформаторов. Для трансформаторов IV габарита мощностью до 80 000 кВА (включительно) эти работы являются сложной и ответственной операцией, которую поручают лишь высококвалифицированным специалистам в области такелажного производства и которую они производят в соответствии с «Инструкцией по монтажу ВСН 342 силовых трансформаторов напряжением до 110 кВ (включительно)».

ММСС СССР Приемка, хранение наружный и внутренний осмотр.

После доставки трансформатора на место монтажа его принимает заказчик от поставщика.

При этом внешним осмотром проверяют надежность крепления трансформатора на железнодорожной платформе или трейлере с целью определения условий, в которых находился трансформатор в пути (толчки, наклоны). Трансформаторы мощностью до 6300 кВА, напряжением до 35 кВ (включительно) транспортируют с завода с установленными и заполненными маслом (до нормального уровня) расширителями;

трансформаторы мощностью 2500, 4000 и 6300 кВА транспортируются с демонтированными радиаторами.

В период хранения указанной группы трансформаторов необходимо: периодически проверять уровень масла в расширителе и при понижении уровня (в связи с изменением температуры) доливать масло;

при хранении более года не реже одного раза в три месяца проверять электрическую прочность масла, которая должна соответствовать нормам, приведенным ниже:

Напряжение трансформатора, кВ до 15 15-35 60- Наименьшее допустимое значение пробивного напряжения пробы масла на стандартном разряднике, кВ 25 30 На трансформаторы мощностью 10 000 кВА и более, напряжением до 35 кВ (включительно), отправляемые с завода заполненными маслом, но без установленного расширителя, по прибытии на площадку следует установить расширитель не позднее чем через шесть месяцев после отправки с завода-изготовителя и произвести добавку сухим маслом, соответствующим нормам.

Герметичность уплотнений трансформатора проверяют, учитывая, что трансформаторы мощностью до 1000 кВА заводы отправляют в собранном виде и залитые маслом, наличием масла в расширителе по отметкам на маслоуказателе. У трансформаторов, которые транспортировались с маслом, но со снятым расширителем, герметичность баков проверяют давлением столба масла высотой 1,5 м от уровня крышки в течение 3 ч. Трансформатор считается герметичным, если при проверке не обнаружена течь масла в местах, расположенных выше уровня масла, с которым прибыл трансформатор. Допускается производить предварительную проверку герметичности трансформаторов созданием в баке избыточного давления 1,5104 Па. Трансформатор считается герметичным, если по истечении 3 ч давление понизится до 1,3104 Па. Окончательная проверка герметичности проводится после монтажа трансформатора. Герметичность трансформаторов, транспортируемых без масла, заполненных сухим воздухом или инертным газом (азотом), проверяют созданием в баке избыточного давления 2,510 Па одним из следующих способов:

накачивают от компрессора через силикагелевый воздухоосушитель сухой воздух;

подают в бак сухой азот (ГОСТ 9293—74). При заполнении бака трансформатора азотом принимают специальные меры предосторожности для исключения возможности подачи в трансформатор увлажненного газа.

Транспортировка трансформаторов.

Каждый трансформатор, выпускаемый заводом, снабжается табличкой, укрепленной на стенке бака. В ней указаны основные технические данные, завод-изготовитель, год и месяц выпуска. Вместе с трансформатором следует также технический паспорт, выписка из протоколов заводских испытаний и заводская инструкция по монтажу и эксплуатации. Трансформаторы поступают с заводов-изготовителей на строительную площадку обычно на железнодорожной платформе или на специальном транспорте (автомашине, тракторном прицепе, трейлере) соответствующей грузоподъемности. Для перевозки по снегу применяют сани (для трансформаторов массой более 10 т—специальные сани).

Транспортные средства, применяемые для перевозки трансформаторов, имеют горизонтальную грузовую платформу, допускающую свободную установку на ней трансформатора. Платформа транспортного средства — жесткая и обеспечивает равномерное распределение веса трансформатора между отдельными опорными брусами и по длине каждого бруса. Железнодорожные габариты и весовые нормы позволяют перевозить трансформаторы мощностью до 1800 кВА, напряжением до 35 кВ полностью собранными и заполненными маслом.

При перевозке трансформаторов мощностью 2500, 4000 и 6300 кВА демонтируют радиаторы, расширитель и выхлопную трубу, газовое реле, термометры, термосифонный фильтр, а у трансформаторов напряжением 110 кВ — маслонаполненные вводы и каретки.

Выгружают трансформаторы с платформы или автомашины к месту монтажа, как правило, подъемным краном, максимально допустимая рабочая нагрузка которого соответствует весу разгружаемого трансформатора. Способ транспортировки трансформатора от места выгрузки до места его установки или в трансформаторную мастерскую зависит от того, имеет ли трансформатор тележку и имеются ли на площадке железнодорожные пути или трейлер. В случае если трансформатор не имеет тележки и железнодорожные пути отсутствуют, то укладывают настил из досок на предварительно выровненную грунтовую дорогу и изготовляют специальные сани. При перемещении трансформатора на санях, под них подводят круглые катки. По мере передвижения санок освобождающиеся сзади них катки подводят под сани спереди. При наличии железнодорожных путей и трансформаторов, снабженных собственной тележкой, перемещение трансформатора значительно упрощается и облегчается ручной или электрической лебедкой и полиспастами. Перед транспортировкой необходимо проверить состояние тележки трансформатора и железнодорожных путей. Во время передвижения трансформатора наблюдают за тем, чтобы катки тележки сохраняли правильное положение.

Схемы погрузки, способы крепления трансформатора на транспортном средстве, рекомендуемые в зависимости от качества дороги и отправочной массы трансформатора, транспортные средства и допустимые их скорости, устойчивость и сдвигающие усилия определяются согласно «Инструкции по транспортированию силовых трансформаторов до 110 кВ ВСН 293 включительно, безрельсовыми видами транспорта» ММСС СССР Хранение трансформаторов.


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

Выхлопную трубу (прибывшую отдельно), каретки с катками и прочие узлы (транспортируемые без упаковки) хранят установленными на деревянных настилах на открытом воздухе под навесом, исключающим прямое попадание атмосферных осадков. Реле газовое, реле уровня масла, реле RS-1000, термометры, термометрические сигнализаторы, воздухоосушители, комплектующую аппаратуру, крепеж, маслостойкую резину, вводы напряжением 3—35 кВ и прочие узлы хранят в заводской упаковке в закрытом помещении.

В ревизию трансформаторов входят детальный наружный осмотр, взятие пробы масла на химический анализ и замер сопротивления изоляции обмоток.

При наружном осмотре трансформатора убеждаются в отсутствии течи масла в местах уплотнений и через сварные швы, в наличии необходимого уровня масла в расширителе и в целости изоляторов. Сопротивление изоляции обмоток по отношению к заземляемому корпусу замеряют мегомметром, причем измерение проводят при температуре, близкой к той, при которой измерялось сопротивление на заводе-изготовителе.

При внутреннем осмотре трансформатора вынимают его сердечник (керн), если это предусмотрено инструкцией завода-изготовителя, и в любом случае при наличии сомнений в исправности активной части трансформатора.

Внутренний осмотр трансформатора производят в закрытом помещении, при этом масло сливают в сухой и чистый бак, выемную часть поднимают и устанавливают на настил из досок, проверяют запрессовку обмоток (в имеющиеся между обмотками зазоры забивают дополнительные прокладки из сухого электрокартона), прочность болтовых креплений сердечника и остальных частей, ослабленные гайки и шпильки затягивают;

особенно тщательно осматривают целостность демпферов отводов у места их присоединения к выводам и целость изоляции в этом месте. Мегомметром напряжением 1000 В проверяют сопротивление изоляции обмоток между собой и по отношению к сердечнику, изоляцию шпилек магнитопровода и наличие заземления сердечника. Выемную часть, бак и радиаторы промывают сухим трансформаторным маслом, после чего собирают трансформатор, производят уплотнение мест соединений и заливку масла.

Все указанные операции обычно выполняют в мастерской МЗУ или электроремонтном цехе, с тем чтобы монтировать в камере полностью подготовленный к включению трансформатор, и производят на месте необходимые испытания.

Результаты замеров и ревизии дают возможность судить о необходимости сушки трансформаторов;

при измерениях характеристик изоляции следует руководствоваться указаниями ГОСТ 3484—77 «Трансформаторы силовые. Методы испытаний и инструкций»

ВСН 342.

ММСС СССР Сушка изоляции трансформаторов.

Маслонаполненные силовые трансформаторы мощностью до 1000 кВА, поступающие с заводов-изготовителей в собранном виде и заполненные маслом, при правильной их транспортировке и правильном хранении, как правило, не нуждаются в сушке перед сдачей в эксплуатацию. Включение без сушки сухих трансформаторов малой мощности определяется условиями, изложенными в заводских инструкциях, которыми и следует строго руководствоваться. Трансформаторы с увлажненными обмотками включать под рабочее напряжение нельзя. Гарантию отсутствия влаги в обмотках дает их сушка. Для определения состояния электрической изоляции трансформаторов измеряют величину сопротивления изоляции его обмоток R60 и коэффициент абсорбции R60 / R615. Сопротивление изоляции обмоток " " " трансформаторов R60 определяют мегомметром на напряжение 2500 В с верхним пределом " измерения не ниже 10 000 МОм. Под измерении все вводы обмоток одного напряжения не обходимо соединить. Перед началом каждого измерения испытуемую обмотку заземляют на срок не менее 2 мин.

Показания мегомметра необходимо отсчитывать через 15 и 60 с после приложения напряжения к изоляции обмотки;

допускается за начало отсчета принимать начало вращения рукоятки мегомметра. По результатам измерения сопротивления изоляции следует определить коэффициент абсорбции R60 / R615. Наименьшее допустимое значение R60 обмоток " " " трансформаторов в масле на напряжение до 35 кВ, мощностью менее 10 000 кВА приведено ниже:

Температура обмоток, 0С 10 20 30 40 50 60 Сопротивление изоляции, Ом 450 300 200 130 90 60 Таблица Значение tg изоляции при температуре Напряжения обмоток высокого напряжения обмоток, 0С 10 20 30 40 50 60 До 35 кВ включительно, мощностью менее 2500 кВА 1,5 2 2,6 3,4 4,6 6 До 35 кВ включительно, мощностью менее 10000 1,2 1,5 2 2,6 3,4 4,5 кВА Величина коэффициента абсорбции при хорошем состоянии изоляции трансформаторов мощностью менее 10 000 кВА, напряжением до 35 кВ (включительно), при температуре 10—30° С составляет не менее 1,3. Состояние электрической изоляции характеризуется еще и величиной тангенса угла диэлектрических потерь в изоляции. Величина тангенса угла диэлектрических потерь значительно повышается при увлажнении диэлектрика, потому этим показателем широко пользуются при оценке состояния изоляции вновь вводимых в эксплуатацию масляных трансформаторов. Его значения, выраженные в процентах, не должны превышать значений, приведенных в табл. 5. Измеряют величину тангенса угла диэлектрических потерь мостом переменного тока типа МД-16. Кроме коэффициента абсорбции и тангенса угла диэлектрических потерь степень увлажнения обмоток трансформатора характеризуется еще и соотношением емкостей обмоток, измеренных при частотах 2 и 50 Гц (С2/С50). Этот метод носит название «емкость—частота». Основан этот метод на том, что при увлажненных обмотках трансформатора С2/С50 = 2, а при неувлажненных обмотках (сухих) С2/С50 = 1. Обмотки трансформатора в масле при напряжении до 35 кВ включительно, мощностью менее 10 000 кВ•А имеют следующие наибольшие допустимые значения С2/С50 : 1,1 —при температуре обмотки 10°С;

. 1,2 — при температуре обмотки 20° С;

1,3 — при температуре обмотки 30° С. Измеряют значение С2/С прибором контроля влажности-ПКВ-7 и ЕВ-3. Правильное показание прибор ПКВ-7 дает лишь в том случае, когда сопротивление изоляции обмоток составляет не менее 15 МОм (при температуре 10—30° С). Поэтому перед использованием прибора ПКВ-7 проверяют абсолютную величину сопротивления изоляции обмоток трансформатора. Величину С2/С50 измеряют между каждой обмоткой и корпусом. Остальные обмотки при измерении заземляют.

Но ни один из описанных показателей увлажнения изоляции обмоток трансформаторов, взятый отдельно, не является достаточным, чтобы по нему можно было окончательно решить вопрос о необходимости сушки трансформатора. Решение принимается по комплексу данных. В этот комплекс входят помимо описанных выше показателей увлажненности изоляции обмоток данные о заводских испытаниях, сведения о способе хранения, перевозке и монтаже трансформатора. Так, например, трансформаторы мощностью менее 2500 кВ•А, напряжением кВ (включительно) с расширителем, а также трансформаторы без расширителя мощностью до кВ•А (включительно), транспортированные с завода-изготовителя с маслом, вводят в эксплуатацию без сушки при наличии следующих условий:

а) уровень масла в маслоуказателе находится в допустимых пределах;

б) в масле отсутствуют следы воды и механические примеси;

в) при классе напряжения высоковольтной обмотки до 15 кВ (включительно) пробивное напряжение масла составляет 25 кВ и соответственно 30 кВ при обмотках 15—35 кВ;

г) величина коэффициента абсорбции обмоток в масле при температуре от 10 до 30° С составляет не менее 1,3.

Распространенный способ сушки обмоток трансформаторов — сушка индукционными потерями в собственном баке, под вакуумом, при спущенном масле. Бак нагревают с помощью намагничивающей обмотки из изолированного провода, накладываемой на бак трансформатора.

Для создания вакуума используют вакуум-насос, трубу которого соединяют с отверстием на крышке бака. Сушку заканчивают тогда, когда величина сопротивления изоляции обмоток в течение 8 ч при постоянных величинах вакуума 100—150 мм рт. ст. и температуре 95— 105° С остается без изменения и когда отсутствует выделение конденсата. Слабым местом этого способа является необходимость создания вакуума. Кроме того, не всегда удается так расположить намагничивающую обмотку, чтобы происходило равномерное распределение температуры;

нижние части кожуха оказываются менее нагретыми, чем средние и верхние. Неравномерный нагрев нижней части бака трансформатора устраняют устройством дополнительного подогрева путем установки под баком электропечи или дополнительной металлической конструкции и намотки на нее части витков намагничивающей обмотки. Этот способ чаще применяют в несколько измененном варианте: вакуум-насос отключают, на верхней крышке трансформатора устанавливают вентилятор, который отсасывает подогретый воздух, поступающий снизу через сливное отверстие.

При температуре окружающего воздуха ниже 15° С сушку и пропитку активной части производят в помещении или тепляке, построенном из лесоматериалов и обитом изнутри негорючим материалом. Расстояние между стенками бака трансформатора и стенками тепляка должно быть не менее 1,5 м, от крышки трансформатора до потолка тепляка — 1,5 м. В тепляке должно быть не менее двух дверей, расположенных в противоположных стенках, и необходимая освещенность. Запрещается устанавливать в тепляке оборудование для заливки масла и сушить загрязненные активные части трансформатора. В случае загрязнения активной части необходимо продуть ее сухим сжатым воздухом и тщательно промыть сухим трансформаторным маслом.

В процессе повышения температуры прогрева и сушки температура изоляции обмоток, магнитопровода и других изоляционных частей не должна превышать 105° С, стенок, дна и крышки бака — 115° С.

Сушка считается законченной для трансформаторов напряжением до 35 кВ (включительно), если значение сопротивления изоляции обмоток остается неизменным в течение не менее 6 ч при неизменной температуре обмоток (после прогрева) 95 и магнитопровода — 90° С.

Монтаж силовых трансформаторов.

Трансформаторы монтируют в закрытом помещении в отдельных изолированных ячейках, что обеспечивает после монтажа безопасный их осмотр и ремонт, а также предупреждает возможность повреждения оборудования в соседних ячейках при взрыве и пожаре.

Масляные трансформаторы обычно устанавливают в камерах, расположенных на первом этаже, изолированных от других помещений здания и имеющих выход непосредственно наружу или в помещение с огнестойкими полами, стенами и перекрытиями, не содержащее огнеопасных и взрывоопасных предметов, аппаратов или производств. Если необходимо установить трансформатор выше второго этажа, то применяют трансформатор с негорючим или сухим наполнением в зависимости от условий окружающей среды и технологии производства.

Монтаж и сборка мощных силовых трансформаторов для закрытых и открытых установок состоит из нескольких основных операций и начинается с установки радиаторов, маслонаполненных вводов, переключающего устройства, расширителя, газового реле, реле уровня масла, предохранительной трубы, воздухоосушителя, термометров, (выхлопной) термометрического сигнализатора и термосифонного фильтра.

Монтаж радиаторов.

В съемных радиаторах (до установки их на трансформатор) проверяют, полностью ли закрыты радиаторные краны на баке;

испытывают на плотность сварные швы повышенным давлением и промывают радиаторы сухим трансформаторным маслом. Радиаторы испытывают повышенным давлением при помощи столба масла, нагретого до 50—60° С (давление создают ручным насосом), или сжатым воздухом (от компрессора). Испытания проводят при вертикальном или горизонтальном положении радиатора в течение 30 мин при давлении 50 кПа. Все заводские дефекты сварки, выявленные в результате такого испытания, устраняют газосваркой. После испытания радиаторы промывают чистым маслом, используя для этой цели Фильтр-пресс или центрифугу. Навешивают и монтируют радиаторы автомобильными кранами грузоподъемностью 3 т. Окончив монтаж всех радиаторов, проверяют работу радиаторных кранов и заполняют радиаторы маслом.

Монтаж маслонаполненных вводов.

Монтаж 110-киловольтных вводов производят при уровне масла в блоке на 100—150 мм ниже верхней части ярмовой балки. Перед монтажом на вводе закрепляют бакелитовые цилиндры, просушенные при температуре 105° в течение 24 ч. Ввод, установленный на стойке, приподнимают и под ним ставят на полу бакелитовый цилиндр, потом спускают ввод в цилиндр с таким расчетом, чтобы верхний фланец ввода не доходил до торца цилиндра на 150—200 мм.

Между цилиндром и втулкой ввода устанавливают деревянные подкладки, к которым болтами прикрепляют цилиндр.

Перед монтажом ввода снимают заглушку, закрывающую отверстие, предназначенное для установки ввода. Прокладку из маслостойкой резины заменяют новой и на ней закрепляют сварной переходной фланец. Болты фланца затягивают равномерно по всей окружности до тех пор, пока толщина резиновой прокладки не уменьшится вдвое. Затем устанавливают резиновую прокладку на верхнее кольцо переходного фланца и приступают к опусканию ввода в переходной фланец, для чего ввод вывешивают в центре отверстия фланца. После того как ввод вывешен над отверстием фланца, в центральную трубу ввода пропускают киперную ленту или гибкий канатик, к которому прикрепляют контактную шпильку, припаянную к концу кабеля. Шпильку вытягивают через центральную трубу.

Монтаж переключающего устройства.

Трансформаторы с регулировкой напряжения под нагрузкой поставляют комплектно с переключающим устройством (рис. 71). При ревизии активной части трансформатора приходится отсоединять горизонтальный вал (разъемное звено между переключателями и контакторами) и отключать концы отводов от контакторов. После ревизии вал устанавливают на место, для этого привод переключающего устройства и подвижные контакты ставят в положение I. Затем в соединительную муфту вала переключателя устанавливают конец горизонтального вала со шпонкой. На другом конце вала соединяют конусные диски, следя за тем, чтобы совпали риски дисков съемного вала и вала контакторов. Работу переключающего устройства после монтажа проверяют, провертывая вручную механизм от начального до предельного положения, а затем приводят переключающее устройство в действие электродвигателем.

Рис. 71. Общий вид и детали однофазного переключателя барабанного типа: I—V — указатели положения переключателя;

1 — стопорные болты;

2 колпак привода;

3 — указатель положения;

4 — упор;

5 — отверстие для стопорного болта;

6 – вал привода;

7 — выступы на крышке сальника;

8 — фланец;

9 — втулка привода;

10 и 16 — штифты;

11 — валик;

12 и 14 — верхняя и нижняя муфты;

13 — штанга;

15 — валик нижней муфты;

17 — втулка переключателя;

— изоляционная втулка вала переключателя;

19 — гетинаксовый диск;

20 — коленчатый вал;

21 — контактный стержень;

22 — контактные кольца;

23 — кабель;

24 — вертикальная деревянная планка;

25 — шпилька из изоляционного материала Монтаж расширителя и газового реле.

Перед монтажом предварительно проверенного и испытанного на герметичность расширителя (рис. 72) его промывают сухим и чистым трансформаторным маслом. На крышке трансформатора устанавливают два кронштейна, на которых временно закрепляют расширитель;

окончательно расширитель устанавливают после присоединения к нему патрубка с газовым реле и очистки внутренней поверхности расширителя от ржавчины до металлического блеска и покрытия глифталевым лаком.

Рис. 72. Расширитель:

1 — маслоуказатель;

2 — корпус расширителя;

3 — трубка;

4 — кронштейн;

5 — патрубок;

6 — фланец для присоединения газового реле;

7 — пробка;

8—отстойник Рис. 73. Газовое реле ПГ-22: 1- корпус;

2— фланец;

3 — смотровое окно;

4 — крышка;

5 — кран для выпуска скопившихся в реле газов;

6 — коробка зажимов;

7, 9 — нижний и верхний поплавки;

8 — ртутный контакт цепи сигнализации;

10 — зажимы цепи сигнализации;

11 — зажимы цепи отключения;

12— ртутный контакт цепи отключения Проверенное в лаборатории газовое реле (рис. 73) монтируют на маслопроводе на клингеритовых (или пробковых) прокладках, покрытых бакелитовым или глифталевым лаком.

Смотровое окно газового реле монтируют на стороне, удобной для наблюдений. Верхний фланец газового реле устанавливают горизонтально (с проверкой ватерпасом);

маслопровод, соединяющий бак трансформатора с расширителем, монтируют с подъемом 1,5—2% от трансформатора в сторону расширителя для того, чтобы лучше обеспечить прохождение газов в реле. В смонтированном корпусе газового реле устанавливают поплавковую систему таким образом, чтобы стрелка на ее крышке указывала направление движения масла от бака трансформатора к расширителю. Затем окончательно устанавливают расширитель, закрепляя его хомутами и шпильками. Провода к газовому реле (для защиты их от разъедания маслом) прокладывают в хлорвиниловых трубках.

Монтаж реле уровня масла и выхлопной трубы. Реле уровня масла монтируют на фланце дна расширителя на уплотняющей прокладке. После установки маслоуказателя и реле уровня масла расширитель испытывают на герметичность путем заполнения ее сухим трансформаторным маслом и выдержкой в течение 3 ч.

Выхлопную (предохранительную) трубу, очищенную внутри от грязи и следов ржавчины до монтажа, устанавливают на крышке трансформатора (на место заглушки) под некоторым углом, с тем чтобы при выбросе струи масла оно не попало на находящееся вблизи оборудование и на выводы трансформатора. Перед установкой выхлопной трубы с обоих ее концов снимают заглушки, очищают и промывают маслом. Трубу устанавливают на новой уплотняющей прокладке и затягивают равномерно на все болты. Для обеспечения большей устойчивости трубу скрепляют с расширителем или с крышкой трансформатора специальной планкой.

Установка воздухоочистительного фильтра (воздухоосушителя).

Воздухоочистительный фильтр предназначен для очистки (от влаги и промышленных загрязнений) воздуха, поступающего в расширитель трансформатра при температурных колебаниях уровня масла. Воздухоосушитель представляет собой цилиндр, заполненный силикаге лем. Монтируют и включают его в следующем порядке: разборка, очистка и просушка фильтра;

заполнение патрона верхней части цилиндра индикаторным силикагелем и установка стекла в смотровом окне, засыпка в цилиндр обычного силикагеля (пропитанного раствором хлористого кальция) с таким расчетом, чтобы до крышки оставалось примерно 15—25 мм;

приведение в рабочее состояние гидравлического затвора и заливка его чистым, сухим маслом до отметок нормального уровня, подсоединение воздухоосушителя к дыхательной трубке расширителя.

Установка термометров и термометрических сигнализаторов.

Монтируют дистанционные и ртутно-контактные термометры, а также термометрические сигнализаторы после проверки их в лаборатории (рис. 74). Термометрический сигнализатор устанавливают на специальной пластине, приваренной к стенке бака, при этом на корпусе прибора устанавливают резиновую прокладку. Теплоприемник устанавливают в специальном гнезде на крышке трансформатора. Ввернув в отверстие штуцер 2 с надетой на него свинцовой шайбой, вставляют теплоприемник (также со свинцовой шайбой) и завинчивают до отказа фасонную гайку. Шайбу можно заменить на уплотнение асбестовым шнуром, пропитанным бакелитовым или глифталевым лаком. При монтаже этих приборов, устанавливаемых на гильзах, промежуток между ними и термометрами заполняют трансформаторным маслом, гильзы уплотняют.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 12 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.