Технология ремонта и модернизации силовых трансформаторов в филиале ЦЭС ОАО Курскэнерго

ВДПКовардин.cdw

Ведомость дипломного
инженерный факультет
Схема технологического процесса
ремонта силовых трансформаторов
Технологический процесс ремонта
силового трансформатора ТМ 100035
Технико-экономические
Расчетно-пояснительная

Принципиальная схема испытательного стенда1.cdw

силовых трансформаторов
Обозначение Наименование Кол.
К2 Контакт замыкающий 2
S3 Переключатели КФ-22 2
R4 Сопротивление 1500 Ом 4
R5 Сопротивление 200 кОм 1
S14 Кнопки управления КУ-27 4
K5 Магнитный пускатель П-222 1
K6 Трансформатор тока 1
S7 Кнопка с воздействием на реле тока 1
T1 Трансформатор тока 1
T2 Автотрансформатор 1
T3 Трансформатор напряжения НОМ-10 1 10 кВ
T4 Трансформатор напряжения Т-80 1 100 кВ
S12 Переключатель КФ-22 1
X12 Клемная коробка К-1 2
H6 Электролампочка 220Х60 4
H5 Электролампочка 220Х100 2
S8 Рубильник ЯБПВЦ-100 1
Магнитный пускатель П-222 1
K9 Магнитный пускатель ПА-422 1

ВДПКовардин.cdw

Ведомость дипломного
Схема технологического процесса
ремонта силовых трансформаторов
Технологический процесс ремонта
силового трансформатора ТМ 100035
Технико-экономические
Расчетно-пояснительная

ВДПКов.cdw

Ведомость дипломного
Схема технологического процесса
ремонта силовых трансформаторов
Технологический процесс ремонта
трансформатора ТМ 100035
Стенд для испытания трансформатора
Схема электрическая принципиальная
Генеральный план РЭС
План питающих электрических
Молниезащита и заземление
Технико-экономические
Пояснительная записка
технологического оборудования

Цех1.cdw

план технологического
технологического оборудования
Станок токарно-винторезный
Подставка под станок
Станок электрозаточной
Станок вертикально-сверлильный
Шкаф вытяжной моечный
Шкаф для хранения приборов
промывки трансформаторов
Кран подвесной электрический

Цех2.cdw

Подмостки для сборки
Стол для сборки остава
Стенд для сборки кернов
Кран консольный поворотный
Стенд для опрессовки
Стол для ремонта вводов
Короб для приготовления
Станок вертикально-сверлильный
Стол для обмоточных работ
Ножницы ручные рычажные
Шкаф для хранения красок
Распылительная камера

Производственный корпус М и З.cdw

Токопровод по осям А-4
Соеденительные элементы
Молниезащита и заземление
В соответствии с СН-305-65 п. 49 защита производственого
корпуса от прямых ударов молнии выполняется с использованием в
качестве молниепремника стальной арматуры железобетона
верхних покрытий балок и ригелей.
Стальная арматура через закладные и соеденительные элементы
ригелей и колонн объеденяется в единую
арматурную сетку сваркой во время строительных работ.
Арматурная сетка через арматуру колонн
соеденительные элементы стеновых панелей и колонн
присоеденяется полосовой сталью размером 40Х4мм к 3
Стальная полоса приваривается к строительным элементам при
производстве строительных работ.
Велечина импульсного сопротивления заземлений должна быть
не больше 20ом на каждый токопровод.
Удельное сопротивление грунта условно принято равным 1 10
ом.см. Заземлители выполняются из стальных стержней диаметром
ввинчиваемых на глубину 0
заземлителя до спланированной отметки площадки.
Металлические конструкции и оборудование
должны быть приварены к арматуре плит покрытия при

титульник.doc

Д И П Л О М Н Ы Й П Р О Е К Т
Р А С Ч Е Т Н О – П О Я С Н И Т Е Л Ь Н А Я З А П И С К А

ВДПКов.cdw

Ведомость дипломного
Схема технологического процесса
ремонта силовых трансформаторов
Технологический процесс ремонта
трансформатора ТМ 100035
Стенд для испытания трансформатора
Схема электрическая принципиальная
Генеральный план РЭС
План питающих электрических
Молниезащита и заземление
Технико-экономические
Пояснительная записка
технологического оборудования

Цех1.cdw

план технологического
инженерный факультет
технологического оборудования
Станок токарно-винторезный
Подставка под станок
Станок электрозаточной
Станок вертикально-сверлильный
Шкаф вытяжной моечный
Шкаф для хранения приборов
промывки трансформаторов
Кран подвесной электрический

ТЭП1.cdw

Годовая производственная программа
Производственная площадь
Себестоимость ремонта трансформатора
Срок окупаемости капитальных вложений
Технико экономические

План питающих эл. сетей и заземление.cdw

-щит распределительный
Трансформаторная ремонтная
План питающих электрических
Питающая сеть выполняется кабелями марки ААБ
прокладываемыми по стенам на отметке +3м и по
При прокладке кабеля ААБ в помещении снять снять с кабеля
Места вводов питающих кабелей сохраняются.
Магисталь заземления выполняется из полосовой стали размером
Х4 мм и прокладывается по стенам на высоте 0
Магисталь заземления присоединяется к контуру заземления
подстанций через аллюминевые обмотки кабелей посредством
присоединения их к нулевым шинам силовых распределительных
Весь монтаж должен быть выполнен в соответствии с ПУЭ для
систем ниже 1000В с глухозаземленной нейтралью.
Спецификация силового оборудования
Насос чистого масла А02-32-4
Насос грязного масла А02-32-4
Вытяжная установка КОМ-22-6
Вытяжная установка КОМ-11-4
Приточная установка КОМ-12-4
Приточная установка КОМ-22-6
Приточная установка КОМ-22-8
Маслоочистительная машина
Подогревательный бачок
Кран подвесной электрический
Станок вертикально-сверлильный
Насос грязного масла Н-3
Ванна для плавки олова и пайки деталей
Станок электрозаточный
Станок токарно-винторезный
Распылительная камера
Электрокалорифер сушильной камеры
Электродвигатель сушильной камеры

Рм-4.doc

4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПО РМ
1 Основные характеристики электроприемников
Основными потребителями электроэнергии на проектируемом предприятии являются асинхронные электродвигатели напряжением 380В различные нагревательные приборы и освещение.
Мощность электроприемников колеблется от 02 кВт до 30 кВт. Распределение электроэнергии в цепях осуществляется по трехфазным четырех проводным сетям напряжением 380220В. От этих же сетей в большинстве случаев производится питание осветительной нагрузки.
Потребителем электроэнергии с напряжением питания 6 – 10 кВ на рассматриваемом предприятии нет. Все установленное электрооборудование использует частоту 50 Гц.
Предприятие имеет III категорию надежности то есть остановка технологического процесса не приведет к человеческим жертвам и большим убыткам.
Большинство электроприемников имеет стационарное расположение но так же есть и передвижное электрооборудование.
Все электрооборудование размещающееся на объекте не ухудшает качество электроэнергии и само не очень чувствительно к ее изменению.
Электроснабжение должно соответствовать техническим условиям выданным Курскими Районными Электрическими Сетями.
2 Расчет освещения помещений
Здание мастерской состоит из 6 помещений. Ни в одном из них естественного освещения недостаточно для нормы освещенности в связи с этим необходимо разработать электрическую освещенность помещений. Расчет производим методом коэффициента использования
Согласно норме освещенность помещения с очистными сооружениями составляет 50 Лк. В качестве источников света применяем светильники с лампами накаливания лампы. По справочным таблицам [5] для данного типа помещения выбираем коэффициент запаса kз = 13.
Приняв высоту свеса hс = 06 м [5] высчитаем расчетную высоту:
где НР - расчетная высота м;
hС - высота свеса светильника м;
Н - высота потолка м;
HР = 50 - 06 = 44 м.
Подсчитываем показатель экономичности выбора светильника
Eкз h2=50 13 44 = 286
где кз - коэффициент запаса кз= 13 [5];
и на основании вышеизложенного выбираем светильник.
Принимаем светильник НПП-03 с рассеивателем из «матового» стекла. Светильник относится к светильникам подвесного типа для промышленных предприятий с равномерной кривой силы света.
Определяем наивыгоднейшее расстояние между светильниками
L = 06 · 44 = 264 м.
где коэффициент расположения l = 06.
Определяем количество рядов по размеру помещения
где б - ширина помещения б = 18м.
nб =18264 = 681 6 рядов
Находим действительное расстояние между рядами
Определяем количество светильников в ряду
где а - длина основной части помещения а = 36 м.
nа = 361363 = 1314 шт.
Количество рядов мы округлили в меньшую сторону а количество светильников округляем в большую сторону принимая na= 14 шт.
Определяем действительное расстояние между светильниками в ряду
Находим необходимое количество светильников
Распределяем их в соответствии с вышеприведенными расчетами по помещению принимая расстояния от стен до ближайшего светильника 05Lа или 05Lб.
Рассчитываем индекс помещения
Определяем примерные коэффициенты отражения стен и потолка
По известным i rст и rпот для светильника НПП-03 определяем коэффициент использования светового потока Ио.у =075
Определяем расчетный поток лампы
где Sp — площадь помещения м2;
кз - коэффициент запаса кз = 13;
z — коэффициент неравномерности распределения светового потока
по рабочей поверхности z = 12 [5];
N — число светильников;
Ио.у — коэффициент использования для люминесцентных
светильников равен 072.
Выбираем для установки лампы БК-215-225-60 мощностью 60 Вт со световым потоком 800 лм.
Различие в потоках определяем так:
Различия в световых потоках 20% что в пределах допустимого.
Расчет остальных помещений ведется аналогично их результаты сводим в таблицу.
Таблица4.1 – Форма светотехнической ведомости
Характеристика помещения
Коэффициенты отражения
Нормированная освещенность лк
Общая мощность освещения кВт
Расчетная удельная мощность кВтм2
Назначения помещения
Пола (раб. Поверхности)
Мастерская для ремонта ЗС и Э
Пропиточно-сушильный участок
Химическая лаборатория
Аппаратная маслохозяйства
Основное производственное помещение
Участок технического обслуживания
Ремонтно-моторное отделение
Агрегатно-моечное отделение
Продолжение таблицы
Мастерская для испытания двигателей
Помещение для сушки одежды
Стоянка для автомобилей
3 Расчет электрических нагрузок
Точное определение расчетных нагрузок по ценам предприятия необходимо для выбора пропускной способности системы электроснабжения т.е. выбора мощности трансформатора сечения силовых кабелей и проводов сечения магистральных и распределительных линий в цепях.
Расчетная нагрузка для всего здания будет складываться из осветительной нагрузки и силовой нагрузки. Расчет силовой нагрузки производиться по действующим в настоящее время РТМ-92 [4]. расчет осветительной нагрузки ведется по СНиП 357-77 методом коэффициента спроса.
3.1 Расчет силовой нагрузки
Методика расчета приведенная в РТМ позволяет с достаточной точностью оценить ожидаемые нагрузки. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные и эксплуатационные затраты. Завышение нагрузок приводит к «омертвлению» капиталовложений и удорожанию системы электроснабжения. Занижение расчетных нагрузок ведет к уменьшению пропускной способности электрических сетей перегреву элементов системы сокращению срока их службы и снижению надежности СЭПП.
Для расчета силовой нагрузки наметим на плане источники питания и прилегающие к ним электроприемники. В нашем случае источником питания всего объекта является распределительный шкаф (ШР) от которого запитано несколько силовых и осветительных щитов. Для определения силовой нагрузки на ШР необходимо рассчитать силовую нагрузку на каждый силовой щит (ЩС). Для этого сгруппируем все силовое оборудование в 4 группы (четыре ЩС). Получившиеся данные сведем в таблицу
Номинальная мощность
Насос грязного масла
Розетка для электроинструмента
Маслоочистительная машина
Подогревательный бачек
Кран подвесной электрический
Станок вертикально-сверлильный
Ванна для плавки олова и пайки деталей
Станок электрозаточный
Станок токарно-винторезный
Распылительная камера
Электрокалорифер сушильной камеры
Электродвигатель сушильной камеры
3.2 Рассчитаем силовую нагрузку на ЩС1-1
От ЩС1 питаются 8 электроприемников которые сгруппированы в 1 групу.
Определим Ku·Pн Ки Рн tgφ и n·Pн2 . Для этого из таблицы 2.3 стр. 17 [1] для каждого из данных типов потребителей определим коэффициент использования и коэффициент реактивной мощности: и сведем полученные данные в таблицу
Таблица 4.3 - Коэффициент использования и коэффициент реактивной мощности
Коэффициент использования
Коэффициент реактивной мощности cosφtgφ
Групповой коэффициент использования в групповой строке определяется по формуле:
Для определения расчетного коэффициента Кр находим nэ - эффективное число ЭП. nэ - определяется в итоговой строке по формуле:
Округляем до наименьшего целого числа. Принимаем nэ = 5. По таблице 2 [6] выбираем коэффициент расчетной нагрузки Кр. Для Ки = 04 и nэ = 5 получаем Кр = 189.
Для остальных электроприемников расчеты аналогичны результаты расчетов сведены в таблицу4.4 .
Рассчитаем активную реактивную и полную мощности.
Активная мощность равна
Реактивная мощность равна
Полная мощность равна
Расчет нагрузок для остальных силовых щитов аналогичен вышеприведенному. Результат расчетов заносим в таблицу 4.4.
4 Расчет осветительной нагрузки
Расчетная нагрузка внутреннего освещения здания Р согласно СНиП 357-77 [2] определяется по установленной мощности освещения Ру и коэффициенту спроса Кс.
где: КС - коэффициент спроса принимается по таблице 4.3 [3] равный 1;
РУ - установленная мощность определяется суммированием мощности ламп всех стационарных светильников питаемых напряжением более 42 В и мощности понижающих трансформаторов питающих осветительные установки малым напряжением если таковые имеются РУ = 339 кВт;
Р = 1708 · 1 = 1708 кВт
Таблица 4.4.Расчет электрических нагрузок
Эффективное число ЭП
Номинальная мощность кВт
Коэф-т использования
Продолжение таблицы 4.4
5 Разработка и выбор элементов системы внутреннего
Для данного объекта наиболее оптимальной схемой распределительной электрической сети является смешанная схема так как она обеспечивает высокую надежность питания возможность применения элементов автоматики и является наиболее оптимальной по технико-экономическим показателям.
Распределительная сеть состоит из ШР с отходящими силовыми и осветительными сетями. В свою очередь силовая сеть включает четыре ЩС с подключенным к ним электрооборудованием а осветительная сеть один осветительный щит с подключенными к нему осветительными приборами.
6 Расчет силовой сети
Выбор пускозащитной аппаратуры
Первый этап расчета силовых сетей - выбор автоматических выключателей силовых щитов. Для их выбора необходимо соблюдение следующих требований:
Выбор автоматических выключателей производят из следующих условий
где: Iна Iр – соответственно номинальный ток автомата и расчетный ток электроприемника А.
где: Iтр – ток уставки теплового расцепителя А;
ктр – коэффициент надёжности ктр = 125 [4 ].
где: Iэмр – ток срабатывания электромагнитного расцепителя А;
кэмр – коэффициент надёжности кэмр =15 [ 5].
Iмакс – максимальный ток электроприемника А.
Рассчитаем необходимые значения для выбора автоматических выключателей в ЩС-1.
Номинальный ток электроприёмника
где: Рн – номинальная мощность электроприемника кВт;
Uн – номинальное напряжение сети В.
Расчётный ток для одного электроприёмника
где: Кз – коэффициент загрузки электроприёмника [ 6];
Расчётный ток группы электроприёмников
где: Ко – коэффициент одновремённости;
Максимальный ток одного электроприёмника:
Iмаск = Iпуск = lпIн
Iн - номинальный ток электроприемника.
Максимальный ток для группы электроприёмников
Iмакс гр = Iпуск наиб + Ко КзIн
Определим характеристики тока для 1 группы ЩС-1 состоящей из двух электроприемников: комплект средств диагностики Рн = 02 кВт и розетка для электроинструмента Рн = 1 кВт
Рассчитаем значения токов каждого электроприемника 1 гр. ЩС-1 взяв необходимые справочные значения из [ 5]
Маслоочистительная машина:
Iрасч =06 ·029 =13 А
Iмаск =10 · 029=11 А
розетка для электроинструмента
Iрасч =08 · 144 =12 А
Iмаск =30 ·144 = 432 А
Расчётный ток группы электроприёмников при Ко = 08 равен
Iмакс гр =11+ 432 =542 А
Исходя из выше перечисленных условий для защиты электроприемников подключенных к первой группе ЩС-1 необходимо установить автоматический выключатель со следующими техническими данными
Iтр ³ 125 × 11 = 14 А
Iэмр ³ 15 × 977 = 813 А
Согласно расчетов выбираем автоматический выключатель серии АП50З-МТ однополюсной Iн = 16 А.
Расчёт и выбор пускозащитной аппаратуры остальных групп производим аналогично. Результаты расчёта сводим в таблицу.
Таблица 4.5 - Выбор автоматических выключателей
Продолжение табл. 4.5
ЩС-4 ПР8501А-1051 У3
Расчёт и выбор проводов силовой сети
Выбор проводов силовой сети производится по условию нагрева:
Произведем выбор провода для гр. 5 ЩС-1 (линия ЩС-1 — 19).
Проводка будет выполнена скрыто под штукатуркой в штрабе стены.
Принимаем провод АНРГ 3 х 50 Iд доп = 28 А
3 А ³ 152 А – условие выполняется.
Для остальных групп выбор сечения проводов производится аналогично. Результаты расчета сводим в таблицу.
Таблица 4.6 – Выбор проводов и кабелей
Кабеля на силовое оборудование
На чертежах (ДП.00.000.РС1 и ДП.00.000.РС2) изображены расчетные схемы ЩС-1 ЩС-2 ЩС-3 и ЩС-4 с аппаратами на вводе и на отходящих линиях марки и сечения проводников соединяющих их с потребителями электрической энергии.

ГЕНПЛАН.cdw

районных электрических
Производственный корпус
Трансформаторная рем. мастерская
Склад деревянных опор
Склад ремонтных т-ров малой мощности
Склад ремонтных т-ров большой мощн.
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
Резервный дизельный генератор
Склад бетонных опор и силовых кабелей
Склад готовых трансформаторов
Стоянка для крупногабаритной техники
Стоянка для автомобилей
Слесарная мастерская
Ящик с песком и пожарный щит

Блок-схема.cdw

Технологический процесс
Описание технологического процесса ремонта трансформаторов.
Трансформаторная ремонтная мастерская предназначена для
капитального ремонта силовых трансформаторов мощностью до
00 ква напряжением до 35 кв.
На базу трансформаторы поступают на автомашинах или
трейлерах и складируются на площадке открытого хранения
оборудованной козловым краном.
Приемка трансформатора в ремонт заключается в его внешнем
определении состояния и комплектности
определении наличия и
качества масла (испытание на пробой и сокращенный химический
в ознакомлении с эксплуатационно-технической
определяющей работу и дефекты трансформатора
в эксплуатации и с техническими условиями ремонта
предъявляемыми заказчиком.
С площадки открытого хранения трансформатор по узколейному
пути поступает на участок разборки
мойки и сборки. Этот
участок оборудован ямой для слива масла
однобалочным краном. Грузоподъемность крана-5т
транспортировать трансформаторы ТМ до 1000 ква и
Трансформаторы больших мощностей транспортируются только
по узколейному пути. Разборка трансформаторов до 560 ква
производится непосредственно на тележке. Высота цеха
ограничивает возможность разборки с тележки
трансформато-ров большей мощности. Поэтому после слива
масла они опускаются краном в специальную яму для разборки
после чего извлекается сердечник. Сборка
такихтрансформаторов производится в обратном порядке.
В зимнее время для предотвращения увлежнения сердечника и
обмотки трансформатор должен простоять в помещении не менее
суток без разборки. В противном случае
теплом воздухе помещения
будет конденсироваться на
холодном сердечнике.
После разборки выемная часть трансформатора промывается
Эта операция производится над сливной ямой с помощью насоса
усановленного в аппаратной маслохозяйства.
Затем выемная часть поступает на участок ремонта выемной
На этом участке снимается крышка трантрансформатора
производится ремонт магнитопровода. Здесь же
производится смена обмоток. Участок оснащен рабочими
стендом для сборки керна.
Крышка трансформатора с помощью консольно-поворотного
крана подается на участок ремонта вводов
разрядников. Участок оснащен верстаками
опрессовки вводов и расширителей
В проекте предусмотрено изготовление новых секций обмоток
для 10% поступающих в ремонт трансформаторов. Изготовление
обмоток производится на изоляционно-обмоточном участке.
Участок оборудован намоточным станком
и аппаратами для резки металла
сварки и пайки проводов.
Изготовленная обмотка поступает в приточно-сушильный
участок. Он оборудован ванной для пропитки обмоток
камерой для запечки обмоток и сушки активной части
трансформаторов перед сборкой. Для выполнения
подъемно-транспортных работ участок оснащен монорельсом с
ручной червячной кошкой.
Сборка выемной части производится на участке ремонта выемной
Бак трансформатора после разборки поступает на яму для
промывки. Мойка бака осуществляется горячей и холодной водой.
Для предотвращения разбрызгивания место мойки ограждается
переносным металлическим ограждением.
В случае необходимости здесь же производится съем краски с
наружней поверхности бака.
Для этой цели используются специальные составы
наносятся на поверхность
а затем смываются струей воды.
После мойки бак транспортируется по узколейному пути в
кузнечно-сварочное отделение
а оттуда в окрасочную камеру.
После ремонта внуренняя полость бака промывается чистым
трансформаторным маслом.
Отремонтированные выемная часть и бак поступают на участок
мойки с сборки и после сборки транспортируются на
площадку для установки испытываемых трансформаторов.
Химический анализ трансформаторного и машинного масел
производится в химической лаборатории.
Испытанные трансформаторы вывозятся на площадку открытого
Схема технологического процесса ремонта трансформаторов

Трансформаторная РМ.cdw

Пропиточно-сушильный
и электрооборудования
Участок ремонта вводов
-Место складирования
-Подвод холодной воды
-Подвод горячей воды
-Подвод сжатого воздуха
Подставка под станок
Станок электрозаточный
Станок вертикально-сверлильный
Шкаф вытяжной моечный
Шкаф для хранения приборов
Стол консольный для аналит. весов
Защитный кожух для промывки т-ров
Кран подвесной электрический
Подмостки для сборки т-ров
Стол для сборки остова тр-ра
Стенд для сборки кернов
Кран консольный поворотный
Стенд для опрессовки вводов расширит.
Стол для ремонта вводов
Козлы для крышек т-ров
Короб для пригот. цементной массы
Аппарат для проверки изм. тр-ров
Стойка для катушек к станку ТТ-21
Стол для обмоточных работ
Ножницы ручные рычажные
Ванна для плавки олова и пайки дет.
Аппарат для сварки проводов
Аппарат для сваркипроводов
Шкаф для хранения красок
Распылительная камера
Ввытяжном шкафу поз.37 устанавливается ванна для плавки
олова и пайки деталей.
ремонтная мастерская. План расположения
Химическая лаборатория
Участок ремонта защитных средств и элетрооборудования
сборки и мойки трнсформаторов
Станок токарно-винторезный
Аппаратная маслохозяйства
Участок ремонта выемной части
трубчатых разрядников.
Участок ремонта измерительных трансформаторов.
Изоляционно-обмоточный участок.
Прпиточно-сушильный участок.
Аппаратная маслохозяйства.
Условные обозначения:
раб.место 2 Соб.изготов.

Принципиальная схема испытательного стенда.cdw

Принципиальная электрическая
схема испытательного
Условные обозначения
- цепь блокировки испытательного поля
- цепь испытания повышенным напряжением
- цепь проверки трансформации
- цепь коэффициента холостого хода

РЕФЕРАТ+содержание.doc

ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА 7
1. Производственно-хозяйственная характеристика и состояние
хозяйства и объекта проектирования 7
ОРГАНИЗАЦИЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ 9
1. Объем и периодичность обслуживания 9
2. Организационные формы обслуживания 15
3. Планирование ремонтов 20
4. Эксплуатационно-ремонтная техническая документация 23
5. Объем планово-предупредительного ремонта 27
6. Ремонтная техническая документация 33
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ 38
1. Описание технологического процесса на объекте 38
2. Производственная программа ремонтной мастерской 38
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПО РМ 40
1. Основные характеристики электроприемников 40
2. Расчет освещения помещений 40
3. Расчет электрических нагрузок 47
4. Расчет осветительной нагрузки 50
5. Разработка и выбор элементов системы внутреннего
6. Расчёт силовой сети 54
АНАЛИЗ РЕМОНТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 60
1. Объем работ при осмотре и дефектовке 60
2. Разборка трансформатора 70
3. Ремонт магнитопровода 79
4. Изготовление обмоток 97
5. Сушка активной части трансформатора 108
6. Сборка трансформатора 111
7.Испытания трансформатора 133
1. Состояние безопасности труда при работе в мастерской по
ремонту трансформаторов 140
2. Рекомендации по устранению отмеченных недостатков 141
3. Инструкция по охране труда при обслуживании испытательного
4. Расчет заземляющего устройства 147
5. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 150
ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА 151
1. Характеристика загрязняющих веществ в процессе ремонта
силовых трансформаторов 151
2 Расчет воздухообмена помещения 151
3. Расчет платы за размещение отходов 152
4. Оценка выбросов загрязняющих веществ от различных
производственных участков 155
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОЕКТА 159
1 Абсолютные технико-экономические показатели в мастерской
2 Расчет плановой калькуляции себестоимости технических
обслуживаний и текущего ремонта 160
3 Определение валовой продукции и прибыли предприятия 162

ВЫВОДЫ.doc

В последние годы возрастает количество повреждений трансформаторов особенно с длительным сроком службы.
Для повышения надежности работы целесообразно проводить комплексные диагностические обследования которые позволяют получить объективную информацию о состоянии трансформатора.
Новая технология ремонта с обмывом изоляции маслом по технологии НПО «Техносервисэлекро» позволяет значительно улучшить изоляционные характеристики обмоток а при значительной деструкции бумажной изоляции в результате улучшения кристаллической структуры целлюлозы повысить и механическую прочность.
Высокая культура ремонтных работ строгое соблюдение нормативных документов использование новейших технологий позволяет снизить повреждаемость трансформаторов и реально продлить их срок

Фрагмент123.frw

Технологический процесс
Ведомость технологических документов
технологических документов
Трансформатор 1000 кВ
А класса напряжения 35 кВ
и содержание операции
Обьем производственной
Условные обозначения:
-термосифонный фильтр;
-привод переключающегося реле;
-обмотка ВН (внутри НН);
-ярмовая балка остова (верхняя и нижняя).
) Слив масла; Насос грязног масла Гаечные ключи 38-42
) отвинчивание и отсоединение; Ключи гаечные
приборов и крышки; Кран подвесной Стропы
) подъем активной части и опускание ее на выкладку; Кран подвесной Стропы
) демонтаж радиаторов; Кран подвесной Деревянные планки
) подготовка приспособлений для разборки тр-ра;
) внешний осмотр акивной части и проверка изоляции; Мегомметр --
) уточнение неоходимости смены межлистовой изоляции
и перешихтовки магнитопровода; -- --
) специальные испытания; Мегомметр --
) изготовление и установка приспособлений;
) разборка и расшихтовка магнитопровода; Кран-балка Сани
) очистка листов стали от деф. межлистовой изоляции Подогревательный бак Ветошь
и запечатка листов стали; Лакировальный станок Сушильная печь
) контроль листов стали после лакировки и запечатки; Стол
) сборка магнитопровода; Кран-балка Сани
) переизолировка старого провода;
намоточный станок Шаблоны
) изготовление приспособлений для намотки обмоток;
) чистка магнитопровода и проверка изоляции стяжных Ветошь
шпилек стержней; сформаторное масло
) укладка нижней изоляции и установка обмоток; Кран-балка Стропы
) укладка верхней изоляции
монтаж прессующего ус-ва; то же тоже
) запрессовка верхнего ярма и монтаж заземлений;
Пессующющее устройство
) ревизия и монтаж переключателей;
монтаж и пайка отводов; Электропаяльник
Щипцы для электропайки
) контрольные испытания при сборке активной части;
и промывка активной части. Вакуумный насос Подогреватель
) ревизия и ремонт бака
расширителя; Кран-балка Гаечные ключи
) изотовление и установка уплотнений;
ремонт и монтаж радиаторов и кранов; Кранбалка
) сборка магнитопровода;
) комплектовка и установка крышки; Кранб-балка
) заливка трансформатора маслом и проверка на герме- Насос чистого масла Ветошь
) наружная покраска трансформатора Распылитель
оправок АХ076.00.000
паячными клещами ОСУ-400
Молоток слесарный ГОСТ 2310-77Е
Напильник ГОСТ 1465-80
комбинированные ГОСТ 5547-86Е
Рулетка измерительная
металлическая ГОСТ 7502-80
Линейка измерительная
металлическая ГОСТ 427-75
Микрометр ГОСТ 6507-78
изм.лист № Докум Дата
ГОСТ 3.1117-81 Форма 3
Инв. № подл. Взам.инв.№ Инв.№дубл. и дата
ГОСТ 3.1106-74 форма1
Технологические документы
Наименование Обозначение Листов
ГОСТ 3.1105-74 форма5
ГОСТ 3.1105-74 форма2
ГОСТ 3.1105-74 форма9
5 Разбрка трансформатора:
) демонтаж активной части.
0 Ремонт магнитопровода:
) окончательные испытания магнитопровода. Мегомметр Временная обмотка
0 Ремонт и изготовление обмоток:
и запечатка обмоток. Маслонареватель Вакуумный насос
5 Сборка активной части трансформатора:
0 Сборка трансформатора:
5 Испытания тр-ра после ремонта и модернизации. Испытательный стенд
Кусачки торцевые ГОСТ 7282-75Е
Штангенциркуль ЩЦ-1 ГОСТ 166-80

Цех2.cdw

Подмостки для сборки
Стол для сборки остава
Стенд для сборки кернов
Кран консольный поворотный
Стенд для опрессовки
Стол для ремонта вводов
Короб для приготовления
Станок вертикально-сверлильный
Стол для обмоточных работ
Ножницы ручные рычажные
Шкаф для хранения красок
Распылительная камера

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.doc

Долин А.П. Першина Н.Ф. Смекалов В.В. Опыт проведения комплексных обследований силовых трансформаторов Электрические станции 2000 №62. Типовая технологическая инструкция. Трансформаторы напряжением 35-110 кВ мощностью 1000кВА и более. Капитальный ремонт. РДИ 34-38-058-91.М.: СПО ОРГРЭС 1993.
Объем и нормы испытаний электрооборудования. РД 34.45-51.300.97.-6-е изд. М.:ЭНАС 1998.
А.М. Ганелин С.И. Коструба Справочник сельского электрика М.: ВО АГРОПРМИЗДАТ 1988.
Л.Г. Прищеп. Учебник сельского электрика - М.: КОЛОС.1983
Булгаков Н. И. Группы соединения трансформаторов. — М.: Энергия 1977.
Грудинский П. Г. Мандрыкин С. А. Улицкий М. С. Техническая эксплуатация основного электрооборудования электрических станций и подстанций.- М.: Энергия 1974.
Инструкция по эксплуатации трансформаторовМинэнерго СССР. -М.: Энергия 1978.
Нормы испытания электрооборудованияМинэнерго СССР. – М.: Атом
Сви П. М. Контроль изоляции оборудования высокого напряжения. - М.: Энергия 1980.
Никулин Н.В. Шишорина Г.Д. Высоковольтные вводы и их ремонт.- М.: Высшая школа 1980.
Тарле Г. Е. Ремонт и модернизация систем охлаждения силовых масляных трансформаторов. - М.: Энергия 1975.
В.А. Козлов. Опыт эксплуатации трансформаторных подстанций городских электросетей.- Л.: Энергия 1976.
Фарбман С. А. Бун А. Ю. Райхлин И. М. Ремонт и модернизация трансформаторов. - М.: Энергия 1976.

5-8.doc

5. АНАЛИЗ РЕМОНТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.Объем работ при осмотре и дефектовке
Объем работ три осмотре и дефектовке зависит от ряда моментов а именно:
) является ли трансформатор отечественным или иностранной фирмы;
) сохранился ли или отсутствует паспорт трансформатора;
) есть ли фирменная техническая документация по трансформатору (расчетная заводская записка на заводские конструктивные чертежи). Наличие указанной документации и возможность ее быстрого получения освобождают от производства замеров на месте и позволяют иметь все необходимые основные обмоточные н конструктивные данные но трансформатору. Так для отечественного трансформатора достаточно установить его заводской номер чтобы получить от завода изготовителя всю техническую документацию причем если отсутствует паспорт то заводской номер можно выяснить вскрыв трансформатор: помер всегда имеется на верхней яримой балке. Отпадают также вес замеры на месте и по трансформатору иностранной фирмы если па него в свою очередь имеется соответствующая техническая документация. В этом случае осмотр и дефектировка трансформатора сводятся лишь:
)к определению состояния и комплектности трансформатора;
)к уточнению задания по трансформатору (те или иные специальные требования и отдельные пожелания) а также
) к выяснению условий и возможностей имеющихся па месте как для производства самих работ так и для изготовления необходимых приспособлений.
При отсутствии указанной документации и невозможности ее получения осмотр и дефектировка должны производиться в полном объеме и требуют проведения всех необходимых замеров и испытании. Результаты осмотра и дефектировка обычно заносят в специальную ведомость.
1.1. Перечень и последовательность работ при дефектировке
Ниже дается перечень и последовательность работ при дефектировке трансформатора имея при этом в виду проведение дефектировки в полном объеме:
) ознакомление с работой трансформатора а также со всей имеющейся технической и эксплуатационной документацией по трансформатору;
)внешний осмотр отдельные испытания и установление комплектности трансформатора;
) разборка трансформатора и осмотр активной части;
) измерения и определения при осмотре активной части;
) расчетная проверка данных замеров определений и испытаний;
) выяснение условий и возможностей для производства работ и изготовления приспособлений.
1.2. Ознакомление с работой и документацией по трансформатору
Прежде чем приступить к непосредственному осмотру и дефектировке трансформатора необходимо выяснить на месте:
) назначение трансформатора;
) в каких условиях он работал или будет работать (характер нагрузки наличие толчков и перегрузок загрязненность воздуха и т. д.);
) какие специальные требования предъявляются;
) какие дефекты и неисправности наблюдались и наблюдаются в процессе его эксплуатации
а) течь быстрое старение повышенная температура масла;
б) ненормальный нагрев крышки или выводов;
в) повышенные потери;
г) повышенное гудение и т. д.;
)каким ремонтам и переделкам подвергался трансформатор когда и по каким причинам. Затем необходимо ознакомиться со всей технической и эксплуатационной документацией по трансформатору в частности:
а) с паспортом трансформатора;
б) с аварийными актами;
в) с журналами ревизий и ремонтов;
г) с протоколами испытаний;
д) с протоколами анализов и испытаний масла и т. д.
Собранные таким образом сведения необходимо проанализировать и составить предварительное заключение о состояния трансформатора его слабых местах возможных дефектах которые могли вызвать как аварию так и ненормальности при его работе.
Все сведения полученные в результате ознакомления с работой и документацией по трансформатору должны быть занесены в соответствующие разделы «Ведомости осмотра и дефектировки».
1.3. Внешний осмотр отдельные испытания и установление
комплектности трансформатора
При внешнем осмотре необходимо прежде всего снова проверить паспорт тип и заводской номер трансформатора а также установить комплектность трансформатора. Все недостающие части должны быть занесены в ведомость осмотра и дефектировки». Затем необходимо убедиться в наличии масла в трансформаторе и взять его пробу на анализ и пробой после чего произвести внешний осмотр и отдельные возможные испытания.
Осмотр необходимо производить весьма тщательно обращая внимание а конструктивные особенности и состояние каждой части трансформатора.
Ниже даются основные указания по внешнему осмотру отдельных основных частей трансформатора.
Бак. При осмотре бака необходимо установить и зафиксировать следующие данные;
конструкцию т.е. тип (гладкий ребристый трубчатый со съемными радиаторами колоколообразный разъемный и т. д.) и форму (прямоугольный овальный круглый и т. д.); размеры как бака в целом (высота длина ширина периметр радиус овала диаметр круга так и его отдельных частей необходимость наружной покраски и т. д.); отдельные конструктивные особенности.
Радиаторы. При осмотре радиаторов следует отметить: количество тип (волнистый трубчатый одинарный двойной); размеры (например для трубчатого радиатора: расстояние по высоте между осями фланцев; диаметр труб число рядов труб число труб в каждом ряду шаги в ряду и между рядами расстояния от Коллектора до центра трубы соответствующего ряда расстояние по высоте между центрами труб соответствующего ряда; размеры коллектора: высота ширина длина; общие размеры радиатора в плане); состояние (отсутствие течи масла ржавчины повреждений; качество уплотнений; состояние воздушных пробок); тип исправность в отношении открытия и закрытия радиаторных кранов отсутствие течи масла.
Расширитель. При осмотре расширителя фиксируются: место установки (на баке вис бака); тип (цилиндрический; прямоугольный); размеры (диаметр длина и т. д.); состояние (отсутствие повреждений ржавчины течи масла; качество уплотнений состояние пробок и т. д.); арматура расширителя (состояние масломерного стекла состояние кранов и т. д.); конструктивные особенности.
Выхлопная труба. При осмотре выхлопной трубы необходимо установить: размеры (высота диаметр); состояние (отсутствие повреждений ржавчины; целость мембраны; качество уплотнений; состояние воздушной пробки); конструкцию крепления.
Транспортные и подъемные устройства. При осмотре транспортных и подъемных устройств необходимо обратить внимание на конструкцию и надежность подъемных устройств (состояние сварки и креплений) а также на конструкцию - и состояние транспортных устройств (тележка катки крепления и т. д.).
Крышка. При осмотре крышки следует отметить как состояние самой крышки (отсутствие короблений трещин вмятин течи масла; состояние кропящих болтов; качество уплотнении) так и состояние всей арматуры смонтированной па крышке (фланцы люки шпильки краны пробки карманы и т.д.). Необходимо сделать чертеж крышки с точным расположением на ней всей арматуры вводов привода переключателя приборов защиты и контроля и т.д.; при этом должны быть указаны как размеры самой крышки (длина ширина толщина) так и размеры определяющие положения всех предметов смонтированных на крышке.
Вводы. При осмотре вводов необходимо обследовать и зафиксировать отдельно по каждой обмотке: количество; тая (фарфоровый наружной или внутренней установки шинный и т. д.); класс изоляции ввода; место установки (на крышке на стенке бака); тип фланца (армированный прижимной со съемным изолятором прямой нагонный обойма и т. д.); внешние и внутренние размеры фланцев; размеры и тип шпильки; состояние шпильки (отсутствие обгаров срыва резьбы состояние пайки шпильки с колпачком и т. д.); состояние фарфора (отсутствие трещин сколов следов разрядов по поверхности загрязнений и т. д.); отсутствие течи масла (через уплотнения эрмировку шпильку и т. д.); отсутствие внутренних повреждений в фарфоре (проверяют легким постукиванием по изолятору).
Привод переключателя. По приводу необходимо отметить: тип (моторный ручной); место установки (па крышке на стенке бака); состояние привода (комплектность отсутствие внешних повреждений отсутствие течи масла во фланце); конструктивные особенности.
Если состояние привода позволяет необходимо проверить его работу для чего ознакомиться с инструкцией по переключателю и приводу и в соответствии с ней произвести все переключения как в прямом так и в обратном направлениях.
Охлаждающее устройство. При помощи дутья необходимо проверить состояние и работу дутьевых вентиляторов и зафиксировать: тип количество конструкцию установки; тип и параметры электродвигателей. При принудительном циркуляционно-адаптивном охлаждении необходимо ознакомиться с охладительной установкой и отметить: тип и параметры охладительной колонки; тип мощность и производительность насосов; температуру входящего и выходящего масла то же воды; количество проходящего через охладитель масла за единицу времени (час или минуту) то же воды.
Приборы защиты и контроля (газовое реле; пробивной предохранитель; термометры; термосигнализатор и т. п.). При осмотре приборов защиты и контроля необходимо обратить внимание на отсутствие внешних повреждений и течи масла. В дальнейшем каждый прибор должен быть снят и отдельно разобран обследован и проверен.
Все результаты внешнего осмотра трансформатора и его отдельных частей должны быть зафиксированы в «Ведомости осмотра дефектовки».
1.4. Отдельные испытания
Если предварительное ознакомление с состоянием трансформатора показывает что могут быть произведены те или иные отдельные испытания и измерения то прежде чем приступить к разборке трансформатора целесообразно произвести отдельные возможные испытания с тем чтобы уточнить как состояние отдельных частей трансформатора так и характер самих повреждений. Результаты отдельных испытаний которые при дефектировке окажется возможным и нужным произвести должны быть оформлены протоколом на основании результатов испытаний должны быть сделаны соответствующие выводы и заключения которые как и результаты внешнего осмотра заносятся в «Ведомость осмотра и дефектировки» с приложением протокола испытаний.
1.5. Разборка трансформатора и осмотр активной части
В зависимости от задания и состояния трансформатора разборка трансформатора при дефектировке или ограничивается только осмотром активной части и возможными при этом замерами или же производится полностью т. е. включая разборку активной части.
При разборке как трансформатора так и активной части необходимо руководствоваться указаниями и последовательностью приведенными в гл. После подъема активной части и установки ее на шпальную выкладку производится ее осмотр.
Осмотр активной части необходимо производить весьма тщательно обращая внимание как на конструктивные особенности так и на состояние каждой отдельной детали.
Прежде всего необходимо обратить внимание на общее состояние активной части (загрязненность внешние повреждения и разрушения корольки меди обгары обрывы следы пробоев и разрядов общее состояние опресовки и т. п.). Затем приступают к внешнему осмотру каждого отдельного элемента активной части а также производят все необходимые замеры и составляют отдельные эскизы.
Ниже даются основные указания по внешнему осмотру отдельных элементов активной части.
Магнитопровод. При внешнем осмотре матнитопровода необходимо установить: тип (стержневой броневой шихтованный стыковой с разветвленной магнитной цепью многорамный и т. д.); конструкцию креплений магнитопровода (ярмовые балки; ярмовые шпильки; ярмовые брусья; вертикальные шпильки; система продольных и поперечных балок и т. п.); толщину листов стали (05 или 035 мм); ;межлистовую изоляцию (лак бумага и т. п.); наличие н высоту выступа ярма из-под полки ярмовой балки; охлаждающие каналы (расположение количество и размеры); изоляцию ярмовых балок от листов стали (конструкция материал размеры); наличие изолирующих прокладок между пакетами листов стали (количество материал толщина); заземление (конструкция состояние); состояние магнитопровода (отсутствие внешних признаков повреждений листов стали и межлистовой изоляции заусениц изломов местного замыкания и выгорания листов стали пожара в стали; состояние стыков и изоляции в стыках; состояние запрессовки; состояние изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок; отсутствие ржавчины и загрязненности); размеры магнитопровода эскиз магнитопровода а также эскизы сечений стержней и ярм со всеми указанными размерами.
Обмотки. При внешнем осмотре обмоток следует зафиксировать: расположение обмоток на магнитопроводе (концентрическое чередующееся); схему соединений (звезда треугольник зигзаг); тип обмоток (непрерывная винтовая одно двух чстырехходовая дисковая цилиндрическая одно двух многослойная и т. п.); тип катушек (одинарная двойная с перегибом без перегиба и т. п.); конструкцию обмоток и катушек (числа: катушек слоев в катушке витков в слое витков в катушке параллельных проводов в витке параллельных групп витков на фазу); размеры провода (без изоляции и с изоляцией); расположение провода (плашмя на ребро); размеры катушек и обмоток (осевой и радиальный размеры внутренний и внешний диаметры расстояние между катушками осевой размер обмотки расстояния до ярм до стержня между обмотками между фазами); конструкцию материал н размеры изоляции (продольной ярмовой уравнительной главной); состояние изоляции (цвет эластичность хрупкость отсутствие расслоения вспучивания трещин следов пробоев и разрядов механических повреждений и т п.); размеры цилиндров (диаметр длина); конструкцию размеры и состояние прессовки (осевой стяжки) обмоток; общее состояние обмоток эскиз установки обмоток на магнитопроводе со всеми размерами заполнения окна как по оси так и по радиусу.
Отводы. По отводам необходимо отметить: тип и размеры проводников (круглый шина изолированный провод кабель и т. д.); материал и размеры изоляции отводов (бумага лакоткань бумажно-бакелитовые трубки; толщина изоляции; расстояние до обмоток; расстояния до заземленных частей; между отдельными отводами и т. п.); состояние изоляции отводов (цвет эластичность хрупкость; отсутствие расслоения трещин механических повреждений следов пробоев и разрядов и т. п.); конструкцию и состояние соединений (разъемное неразъемное; состояние паек; болтовых соединений; демпферов и т. п.); конструкцию материал и состояние креплений (система продольных и поперечных планок; материал: дерево гетипакс прессованная бумага и т. д.; размеры шланок; отсутствие трещин и сломов; затяжка креплений; предохранение от самоотвинчивания и т. п.).
Переключатели. При осмотре переключателей следует установить: тип переключателя (однофазный трехфазный с переключением без нагрузки или под па-грузкой число ступеней или рабочих положений и т. п.); конструкцию контактов (кольцевой сегментный ножевой и т. п.); параметры переключателя (класс изоляции ток); место крепления переключателя (на крышке на выемной части и т. и.); конструкцию крепления переключателя; состояние переключателя (состояние контактов и пружин прессбаковых цилиндров штанги изолирующих деталей деталей крепления и т. п.) обращая внимание на отсутствие:
)оплавления и выгорания контактных поверхностей;
)трещин следов пробоев разрядов и перекрытий на изолирующих деталях а также
) трещин и сломов на деталях крепления штанге и т. п.
Если состояние переключателя позволяет то ознакомившись с инструкцией по переключателю производят все переключения как в прямом так и в обратном направлениях проверяя при этом надежность сочленения контактных поверхностей а также давление пружин которое в кольцевых контактах должно быть 3-5 кг а в сегментных – 5 – 75 кг.
Расположение активной части в баке. В отношении расположения активной части в баке необходимо зафиксировать: общие размеры активной части (размеры в плане и высоту); расстояния до крышки и стенок бака; конструкцию крепления активной части в баке.
Результаты осмотра активной части включая все установленные выше данные и размеры должны быть занесены в «Ведомость осмотра и дефектировки» с приложением эскизов магнитопровода и установки обмоток.
1.6. Измерения и определения при осмотре активной части
Как следует из предыдущих параграфов при осмотре активной части и ее отдельных элементов и детален необходимо произвести ряд замеров и определений с целью установления размеров магнитопровода и обмоток числа витков изоляционных расстояний состояния изоляции и т. д.
1.7. Выяснение условий и возможностей для производства работ и
изготовления приспособлений
По окончании дефектировки когда полностью определились характер и объем работ по трансформатору необходимо выяснить существующие условия и возможности для производства самих работ и для изготовления необходимых приспособлений.
Прежде всего необходимо ознакомиться с помещениями и подобрать такое которое по своим габаритам подъемным средствам пригодности к работе в зимних условиях н возможности выполнять на нем работы связанные с заливкой масла наиболее соответствуют характеру и объему предстоящих работ.
Высота помещения должна быть такой чтобы можно было вынуть активную часть и опустить се на пол.
Если необходимы обмоточные работы то размеры помещения должны позволять поместить трансформатор вынуть и установить активную часть и кроме того установить обмоточный станок с редуктором приводом барабанами н всем прочим вспомогательным оборудованием
При производстве работ связанных с ремонтом и модернизацией трансформаторов средней и большой мощностей очень большое значение имеет наличие на месте подъемных средств в частности мостового электрического крана соответствующей грузоподъемности.
В зависимости от характера предстоящих работ могут потребоваться те пли иные вспомогательные подъемно-транспортные приспособления как-то: лебедки ручные тали поворотные краны и т. п. В этом случае необходимо выяснить наличие таких приспособлений а также возможность их получения и использования на месте работ.
В зависимости от характера предстоящих работ требуются то или иное оборудование инвентарь инструмент а также вспомогательные материалы и различные приспособления которые необходимо или получить из наличия или изготовить на месте. Следует установить возможность их получения или изготовления. С этой целью необходимо ознакомиться с возможностями местных вспомогательных цехов как-то: электроремонтного ремонтно-механического монтажного строительного сварочного термического кузницы инструментального и др.
2 Разборка трансформатора
2.1 Перечень и последовательность работ при разборке трансформатора
При любом виде ремонтных работ с подъемом активной части разбирают трансформатор.
Ниже даются перечень и последовательность работ при разборке трансформатора:
-отвинчивание и отсоединение;
-демонтаж вводов выхлопной трубы расширителя приборов и крышки;
-подъем активной части и опускание ее на выкладку;
-демонтаж радиаторов;
-подготовка приспособлений для разборки трансформатора.
В зависимости от характера и объема ремонта а также от состояния масла производят полный или частичный слив масла. При частичном сливе масло сливают до верхнего ярма магнитопровода. Если масло годное то частичный слив применяют при ревизиях трансформаторов с подъемом активной части а также при дефектировке.
Масло сливают в соответствующую тару которую подготавливают заранее. Если масло подлежит дальнейшему использованию по своему прямому назначению то тара должна быть из-под чистого сухого трансформаторного масла. Масло сливают через боковой нижний сливной кран который подсоединяют к сливному баку с помощью резиновых шлангов.
2.3. Отвинчивание и отсоединение
Если крышка механически не связана с активной частью то после полного пли частичного слива масла прежде всего отвинчивают люки на крышке и отсоединяют отводы от вводов а также приводы переключателей. Если крышка механически связана с активной частью то сначала демонтируют отдельные вводы выхлопную трубу расширитель приборы отвинчивают крышку и вынимают активную часть вместе с крышкой. После этого отсоединяют отводы от вводов и привод от переключателя и снимают крышку. Отвинчивают ее соответствующими ключами (гаечными разводными торцовыми и т.п.).
Отвинчивая крышку необходимо соблюдать следующие два правила:
а) Всякий болт винт шпилька и т. п. после того как они разболчены должны быть обязательно сейчас же собраны т.е. на них должны быть надеты шайбы гайки контргайки и т.п.
б)Все болты винты шпильки и т.д. после их отвинчивания и сборки нужно сложить в переносную тару (ведро ящик и т.п.) и хранить в этой таре в собранном виде до нового использования.
Если болты не отвинчиваются из-за сильного заржавления то их смачивают керосином после чего их обычно удается отвинтить. После разборки трансформатора все металлические крепежные детали должны быть очищены от ржавчины промыты в керосине и отревизованы.
Привод от переключателя отсоединяют в соответствии с их конструкцией. В частности привод отечественного переключателя барабанного типа (рис. 5.1) классов изоляции 35 и 110 кв отсоединяют вынимая штифт 3 с пружинной манжетой (рис.5.2). Этим освобождают верхнюю муфту 5 штанги 6 от соединения ее с валиком 4 который вставлен во втулку 2 насаженную на вал колпака привода.
Затем отвинчивают болты соединяющие фланец ввода с промежуточным фланцем и стропят ввод за металлические стержни которые вставляют в кольца на фланце ввода. Все четыре ветви строп связывают у верхнего фланца веревкой вместе с вводом.
Верхняя часть привода переключателя барабанного типа
-крышка сальника; 2-выступы на крышке сальника; 3-вал привода; 4-указатель положения переключателя; 5-упорный выступ; 6-колпак привода; 7-стопорные болты; 8-конусное кольцо; 9-винт для крепления кольца 8 к колпаку 6; 10-болт; 11-упор; 12-фланец; 13-отверстия.
После съема ввода его устанавливают на специальный станок или стойку.
Вводы класса изоляции 35 кв и ниже снимают вместе с крышкой кроме вводов со съемными изоляторами с которых для отсоединения их от отводов снимают изоляторы. Для этого отвинчивают верхнее болтовое крепление шпильки ввода а также болты которыми ввод крепится к крышке. После этого снимают изолятор а шпилька остается соединенной с отводом.
После демонтажа вводов демонтируют выхлопную трубу а затем расширитель.
Приборы контроля температуры масла (термосигнализатор термометр сопротивления и т.п.) снимают как правило до разборки трансформатора с тем чтобы не повредить их в процессе разборки.
После отсоединения отводов от вводов и переключателя от привода а также демонтажа отдельных приборов вводов выхлопной трубы и расширителя отвинчивают и снимают крышку.
При отвинчивании необходимо соблюдать указанные выше правила в части сборки и хранения крепежных деталей. Крышку стропят за подъемные кольца и после съема устанавливают па козлы для чистки и дальнейшей (если надо) разборки.
2.4. Подъем активной части и опускание ее на выкладку
После снятия крышки производят подъем активной части и опускание се па выкладку.
Если в полу есть решетка для стока масла в бак или канализацию то выкладку делают над указанной решеткой. Если решетки нет то устанавливают соответствующий противень сваренный из листов стали и на нем делают необходимую выкладку. Выкладку выполняют из железнодорожных шпал. Если выкладка имеет два ряда шпал уложенных друг на друга в виде клетки то шпалы скрепляют металлическими скобами.
Активную часть стропят за подъемные планки или кольца (рис. 5.2а и б). Угол между стропами на крюке должен быть не более 60°. Активная часть должна висеть на крюке строго вертикально без наклонов и перекосов.
Кроме того крановщик должен проверить работу всех механизмов и тормозов крана. Поэтому активную часть сначала приподнимают не более чем на 300 мм над дном бака и убеждаются в том что она застроплена правильно и что все механизмы и тормоза крапа работают исправно. Если все в порядке тез ее снова опускают на дно бака затем поднимают перевозят к месту установки и опускают на выкладку.
Допьем активной части тросами за кольца и подъемные планки.
Закрепление тросов «скалками» (стержнями)
а-крышка механически связана с активной частью- подъем за кольца; б-крышка не связана с активной частью – подъем за планки.
Во время подъема необходимо наблюдать чтобы ни одна часть не цепляла за стенки бака. Поднимать перевозить и опускать активную часть надо осторожно без рывков и раскачиваний.
При опускании активной части необходимо обеспечить чтобы она встала на выкладку устойчиво без наклонов и перекосов. После того как она устойчиво и правильно встала на выкладку ее расстропливают и освобождают кран.
2.5. Демонтаж радиаторов
Радиаторы снимают после выемки активной части так как при навешенных радиаторах удобно разбирать трансформатор без устройства специального помоста.
Сначала закрывают радиаторные краны и стропят радиатор за верхнюю скобу затем слегка натягивают трос и отвинчивают у нижнего и верхнего фланцев по четыре гайки. После этого радиатор осторожно сдвигают по шпилькам снимают отвозят в сторону и укладывают горизонтально на пол на подложенные деревянные планки.
Радиаторы укладывают в штабели по несколько штук перекладывая их досками или планками.
Если бак после выемки активной части приходится из-за недостатка места выкатывать наружу или под навес где в него может попасть вода то его закрывают щитом а на отверстия после съема радиаторных кранов устанавливают заглушки. Заглушки вырезают в виде дисков или квадратов из листовой стали толщиной 2—3 мм и просверливают в каждой по четыре отверстия под болты. На фланцы радиаторов также устанавливают указанные заглушки пли же вставляют в патрубки деревянные пробки.
Для разборки трансформатора кроме стремянок и досок необходимы переносные лестницы (рис. 5.3) различные тросы и стропы пеньковая веревка переносные ящики для инструмента и крепежных деталей набор различных ключей и несколько шпал.
2.6. Приспособления для разборки трансформатора
При разборке трансформатора для отвинчивания крышки и снятия с нее различных деталей необходимо устройство помоста в частности тогда когда трансформатор не имеет радиаторовс которых как было указано удобно производить эти работы. В дальнейшем помост используют и для сборки трансформатора а также для расшихтозкн и зашихтовки верхнего ярма.
Для устройства помоста изготовляют заранее несколько относительно легких стремянок (рис. 5.4) свариваемых из труб и заготовляют несколько досок.
Если понадобился помост то вокруг бака или активной части устанавливают стремянки и укладывают на требуемой высоте на их перекладины необходимое количество досок. После того как надобность в помосте миновала снимают доски и уносят стремянки. Такие стремянки могут быть использованы и для устройства различных стеллажей под инструмент изоляционные и крепежные детали приспособления и т.п.
Установив у стены на том или ином расстоянии друг от друга две такие стремянки и уложив на их перекладины на разной высоте доски быстро получают необходимый временный стеллаж.
Помост составленный из стремянок свариваемых из труб
-стремянка; 2- перекладины из уголков; 3-помост из досок; 4-скрепляющая планка; 5-поперечная доска; 6-поручень; 7-натянутые веревки.
2.7. Съем верхних ярмовых балок и расшиховка верхнего ярма
После демонтажа отводов и переключателя производят съем ярмовых балок и расшихтовку верхнего яруса. Предварительно распрессовывают обмотки для чего.вывертывают по до конца прессующие болты оставляя их в полках ярмовых балок снимают с нажимных колец съемные стаканчики пятки и т.п. а также заземление нажимиьгх колец и при наличии вертикальных шпилек отвинчивают и снимают с них верхние гайки. Далее отвинчивают прессующие верхнее ярмо стяжные шпильки и ярмовые брусья стропят ярмовые балки и вынимают стяжные шпильки и ярмовые брусья. Затем маркируют ярмовые балки отмечая на них обозначения сторон ВН и НН с тем чтобы при сборке правильно установить их. После этого поднимают ярмовые балки снимая их при этом с вертикальные шпилек отвозят в сторону н складывают па пол. Все стяжные шпильки собирают вместе с изоляционными деталями шайбами и гайками н укладывают па стеллаж.
После съема ярмовых балок снимают мосты из электрокартона изолирующие ярмовые балки от листов стали ярма а также снимают заземление если оно выполнено в верхнем ярме и верхнюю уравнительную изоляцию заполняющую выступ ярма. Снятые мосты заземление и уравнительную изоляцию укладывают на стеллаж.
Затем расшихтовывают верхнее ярмо. Расшихтовку ведут вынимая отдельные пакеты из двух-трех листов от краев к середине одновременно с двух сторон. Для этого на временные помосты устанавливаемые на необходимой высоте с обеих сторон активной части становятся в зависимости от длины ярма по одному-два-три рабочих с каждой стороны. Вынимаемые при расшихтовке листы стали каждый рабочий аккуратно складывает около себя на помост друг на друга. По мере расшихтовки их снимают с помоста и относят к месту складирования где листы приносимые с каждой стороны укладывают в свою стопку. Листы складывают на пол на чистый стальной лист или деревянный щит в сухом месте и по окончании расшихтовки и складирования закрывают бумагой.
2.8. Демонтаж прессующего устройства съем изоляции и обмоток
После расшихтовки верхнего ярма распушенные в виде веера верхние листы стали стержней связывают бандажом из киперной лепты и снимают нажимное кольцо а также верхнюю ярмовую изоляцию угловые шайбы верхние барьеры уравнительную изоляцию заполняющую выступ цилиндра и т. д.
По мере съема указанных деталей со всех стержней их укладывают в определенном порядке на стеллаж. Для съема обмоток применяют лапы (рис.5.5а) которые устанавливают крестом друг против друга. Лапы подводят под обмотку обязательно под столбы прокладок для чего ломом приподнимают слегка обмотку в соответствующем месте и вставляют лапу под столб прокладок так чтобы она захватывала только данную обмотку. Между стержнями лап и обмоткой подкладывают полосы электрокартона и затем жестко обвязывают лапы вместе с обмоткой веревкой с небольшой разбежкой по высоте.
Подъемный крюк подводят к центру обмотки и стропят на него обмотку за лапы так чтобы она при подъеме не имела перекосов и висела па крюке строго вертикально.
После съема всех обмоток снимают с магнитопровода всю нижнюю изоляцию и укладывают ее в определенном порядке на стеллаж.
При разборке активной части применяют вес указанные выше приспособления для разборки трансформатора и кроме того лапы (рис. 5.5б) для съема обмоток.
Устройство для съема и установки обмоток
а-лапа; б-крестовина.
-шпилька; 2-стержень лапы из уголка; 3-пластина усиливающая лапу; 4-ребро; 5-уголки креста; 6-боковые скрепляющие уголки
3. Ремонт магнитопровода
3.1.Перечень и последовательность работ при ремонте
При ремонтах трансформаторов иногда возникает необходимость в восстановлении или полной замене изоляции листов стали. Это связано с перешихтовкой магнитопровода. Обычно такая необходимость возникает при бумажной межлистовой изоляции и - значительно реже - при изоляции лаком. Бумажная изоляция с течением времени стареет и теряет свои изоляционные свойства; она становится хрупкой и осыпается. Лаковая изоляция если она выполнена хорошо служит очень долго и необходимость в ее полной или частичной замене возникает лишь в результате тех или иных внешних причин например пожара в трансформаторе местного пожара в стали местного замыкания и выгорания листов стали и т. п.
Частой причиной возникновения пожаров в стали а также местных замыканий и выгораний листов стали являются повреждение изоляции стяжных шпилек витковое замыкание во внутренней обмотке касание какой-либо металлической деталью стержня в двух точках например нажимным стальным кольцом прессующим обмотку и т. п.
Признаками дефектов в магнитолроводе являются:
) ухудшение состояния масла в частности понижение температуры вспышки увеличение кислотности понижение пробивного напряжения;
) увеличение потерь холостого хода.
Ниже дается перечень и последовательность работ при ремонте магнитопровода имея в виду полную замену межлистовой изоляции н соответственно перешихтовку всего магнитопровода:
) внешний осмотр активной части и проверка изоляции стяжных шпилек;
)уточнение необходимости смены межлистовой изоляции н перешихтовки магнитопровода;
) специальные испытания;
) изготовление и установка приспособлений;
) разборка и расшихтовка магнитопровода;
) очистка листов стали от дефектной межлистовой изоляции;
) сушка лакировка и запечка листов стали;
контроль листов стали после лакировки и запечки;
сборка магнитопровода;
) окончательные испытания магнитопровода.
3.2 Внешний осмотр активной части и проверка изоляции стяжных шпилек
После поднятия активной части и установки ее на выкладку необходимо тщательно осмотреть все доступные части для выявления отдельных мест потемнения цветов побежалости следов разрушений и замыканий в частности местного пожара в стали местного выгорания листов стали замыкания отдельных листов стали и т. п. Если внешний осмотр доступных частей не позволяет обнаружить дефектные места то приступают к разборке активной части т.е. демонтируют отводы расшихтовывают верхнее ярмо и снимают обмотки и изоляцию Но прежде чем разбирать активную часть необходимо проверить изоляцию стяжных шпилек верхнего и нижнего ярм. Изоляцию стяжных шпилек проверяют мегомметром 1000 в.
На основании опытных данных значения для изоляции стяжных шпилек должны быть не менее:
При классе напряжения трансформатора до 6 кВ .2Мом
Часто соединение стяжной шпильки с листами стали получается из-за грязи и шлама которые попадают под шайбу. Поэтому при обнаружении дефектной иди недостаточной изоляции стяжной шпильки необходимо снять с нее гайку и шайбу очистить ее от грязи и шлама поставить на место и снова повторить проверку мегомметром. Если повторная проверка подтвердит дефектность изоляции шпильки необходимо вынуть ее сменить ее изоляцию на новую и проверкой мегомметром убедиться в устранении дефекта.
3.3 Уточнение необходимости смены межлистовой изоляции и
перешихтовки магнитопровода
В местных условиях ремонта смена межлистовой изоляции и перешихтовка магиитопровода являются сложной и трудоемкой операцией требующей большой предварительной организационно-технической подготовки и вызывающей затрату значительного количества времени. Кроме того на месте ремонта не всегда можно изготовить нужные приспособления.
Поэтому прежде чем окончательно решить вопрос о смене меж листовой изоляции следует убедиться в действительной ее необходимости.
Уточнение решения этого вопроса производится:
путем непосредственного осмотра листов стали стержней и ярм после расшихтовки верхнего ярма и разборки активной части;
специальными испытаниями.
В процессе расшихтовки верхнего ярма а также после снятия обмоток и очистки магнитпровода производится тщательный осмотр листов стали стержней и ярм; при этом необходимо обращать внимание как на состояние самих листов так и на состояние их изоляции.
При осмотре следует иметь в виду что дефектная бумажная межлистовая изоляция при расшихтовке осыпается а остающиеся на листе частицы изоляции хрупки и при прикосновении к ним пальцев руки полностью отваливаются и легко истираются в порошок. Цвет дефектной бумажной изоляции – черный. Дефектная изоляция из лака при расшихтовке также иногда сходит полностью или частично.
Если непосредственный осмотр состояния листов и их изоляции не обнаружит очагов пожара или местных замыканий а также не подтвердит дефектности изоляции то необходимо произвести специальные испытания для чего верхнее ярмо снова зашихтовывают и запрессовывают до нормальных размеров.
Приспособление для разборки и магнитопроводов
-стержень магнитопровода; 2-контрольная шпилька; 3-шайба;
-швеллер без накладок; 5-швеллер с накладками; 6-округляющий уголок; 7-накладка; 8-нижняя ярмовая балка; 9-шпальная выкладка.
3.4. Изготовление и установка приспособлений
Если в результате специальных испытаний и непосредственного осмотра листов стали окажется необходимой их переизолировка то в соответствии с местными условиями и возможностями надо запроектировать изготовить и установить все необходимые для этого приспособления.
Для разборки расшихтовки сборки и зашихтовки магнитопровода трансформаторов средней мощности (включая 5600 ква) заказывают и изготовляют следующие приспособления которые позволяют просто и хорошо разобрать и собрать относительно небольшие магнитопроводы (рис.5.6).
Для разборки сборки и кантовки магнитопроводов мощных трансформаторов (7500 ква и выше) проектируют и изготовляют специальное приспособление (сани).
Очистка от старой изоляции производится путем кипячения листов стали: при бумажной изоляции – в чистой воде при лаковой изоляции – в растворе каустической соды (10%) или Nа3РО4 (20%). Для этого применяются следующие приспособления:
а) Вблизи подвода воды и острого пара устанавливают сварную металлическую коробку (или бак) для кипячения листов стали. Если ремонт происходит летом то коробку желательно установить снаружи и углубить в землю на столько па сколько это удобно для погрузки в коробку листов. Коробка сверху должна быть открытой. Размеры коробки примерно следующие: длина не менее 15 м высота равна наибольшей длине листа плюс 500 мм ширина – не менее 1 м. Коробку (или бак) желательно подобрать из числа готовых имеющихся на месте. Подвод в коробку воды и пара производится через верх с помощью газовых труб оборудованных вблизи коробки запорными вентилями. Конец паровой трубы должен быть опущен в воду не менее чем на половину высоты коробки. Сначала в коробку пускают воду которая заполняет ее не доходя на 250 – 300 мм до верха затем в воду пускают острый пар который и нагревает ее до кипения.
б) Если необходимо очистить листы стали от лаковой изоляции то их кипятят не в чистой воде а в растворе каустической соды (10%) или Nа3Р04 (20%). После кипячения листы стали должны промываться в проточной горячей воде.
Для этой цели рядом с коробкой для кипячения монтируют такую же коробку для промывки. В стенку этой коробки вблизи самого дна вваривают для отвода воды в канализацию трубу имеющую вблизи коробки запорный вентиль. Сверху к промывочной коробке подводятся вода и острый пар с помощью газовых груб оборудованные запорными вентилями.
в) При наличии на месте каких-либо подъемно транспортных средств (крана тельфера и т. д.) проектируют и изготовляют или специальную подвеску на 100 – 200 листов (в виде например крестовины или звезды из швеллеров с крючками для подвески) или открытый контейнер в котором листы стали укладывают горизонтальными рядами прокладывая каждый ряд слоями дистанцирующих прутков. В этом случае подвеску или контейнер с листами стали поднимают крапом или тельфером и опускают в коробку для кипячения.
Если па месте установки коробок для кипячения и промывки отсутствуют подъемно-транспортные средства то операции подъема и опускания листов стали в коробки производят вручную. С этой целью заготовляют необходимое количество металлических прутков диаметром 6 – 8 мм двух размеров по длине для установки их как по длине так и по ширине коробки а также крючки из проволоки диаметром 2—3 мм.
г) Кроме указанного оборудования и приспособлений для очистки листов стали необходимы различный инвентарь и материалы а именно: столы для протирки листов стали ведра металлические щетки тряпки не оставляющие ворса спецодежда (защитные очки резиновые перчатки и брезентовые рукавицы резиновые и брезентовые фартуки). Если листы подлежащие очистке имеют лаковую изоляцию то как уже указывалось необходимы каустическая сода или тринатрийфосфат.
Для сушки лакировки и запечки листов стали нужны прежде всего лакировальный станок и сушильная печь. На трансформаторных и ремонтных заводах операции сушки лакировки и запечки совмещают в одной специальной лакировальной конвейерной установке. Некоторые специализированные организации производящие ремонт на местах сооружают для этой цели упрощенную лакировальную конвейерную установку имея у себя соответствующие основные части этой установки как-то: лакировальный станок с моторным приводом звездочки и цепи и доставляют эти части на место ремонта (рис. 5.7).
Если лакировальную установку невозможно изготовить на месте то операции сушки лакировки и запечки производят раздельно для чего изготовляют только лакировальный станок (лакировальные вальцы) а для сушки и запечки используют соответствующую печь.
Листы после лакировки подвешивают на нескольких крючках по длине за отверстия в листах. Если отверстий нет то листы подвешивают по длине на нескольких крючках за нижний край (рис. 5.8).
Стеллаж для подвески рассчитывается так чтобы на нем одновременно помещалось не менее 100 листов причем листы не должны соприкасаться.
Ориентировочно такая сушильная печь должна иметь объем 10 – 15м3.
Нагревательные элементы в виде спиралей из круглого или ленточного фехраля или нихрома монтируют па трех металлических рамах на роликовых изоляторах наружной установки.
Станок для лакировки листовой стали
3.5. Разборка и расшихтовка магнитопровода
Разборку и расшихтовку магнитопроводов мощных трансформаторов (7500 ква и выше) производят на санях. Магнитопровод устанавливают на сани закрепляют ю кантуют в горизонтальное положение. Кантовку производят краном с двумя крюками или же используя крюк и движение каретки крана. Магнитпровод освобождают его от крана отвинчивают наружные гайки стяжных шпилек ярм и стержней демонтируют заземление и снимают верхние ярмовые балки и изоляцию с ярм а также верхние прессующие накладки со стержней. Затем в порядке укладки листов стали при их шихтовке производят равномерную разборку ярм и стержней. В процессе разборки отмечают и ескизируют порядок шихтовки стержней и ярм просматривают состояние листов стали и их изоляции а также просчитывают число листов в отдельных пакетах и во всем стержне. После разборки просмотра и укладки листы перевозят к месту их очистки от старой изоляции.
Разборку и расшихтовку магнитопрозодов трансформаторов средней мощности (включая 5600 ква) производят по упрощенной технологии используя для этого указанные в предыдущем параграфе приспособления т.е. швеллеры контрольные шпильки и уголки для скрепления швеллеров.
Расшихтовываюг обычным способом верхнее ярмо.
Устанавливают и закрепляют швеллеры на стержнях магнитопровода: с одной стороны – швеллеры 4 без накладок а с другой (противоположной) – швеллеры 5 с накладками. Установку швеллеров производят следующим образом: вынимают в одной плоскости с каждого стержня по одной стяжной шпильке устанавливают первую пару швеллеров вставляют контрольные шпильки 2 (взамен вынутых) длинными концами в сторону швеллеров 4 без накладок и сболчивают; ставят таким же образом все следующие пары швеллеров; после установки по высоте стержней всех швеллеров скрепляют по концам швеллеры 5 с накладками угольниками 6 по отверстиям.
Расшихтовывают следующим образом нижнее ярмо и стержни: стропят магнитопровод за верхние швеллеры поднимают его па 400 – 500 мм над полом снимают с нижнего ярма ярмовые балки 8 и ударами через фибру или текстолит выбивают шихтовку нижнего ярма.
После уборки просмотра и укладки листов стали нижнего ярма стержни магнитопровода скрепленные швеллерами кантуют и кладут горизонтально на шпальную выкладку длинными концами шпилек вверх.
Снимают верхние швеллеры 4 без накладок со шпилек оставляя шпильки ввернутыми в нижние швеллеры 5 с накладками.
Разбирают стержни или по одному стержню или по одинаковым пакетам сразу с трех стержней. При разборке отмечают и эскизируют порядок шихтовки стержней просматривают состояние листов стали и их изоляции а также просчитывают число листав в отдельных пакетах и всем стержне.
После разборки просмотра и укладки листы перевозят к месту их очистки от старой изоляции.
3.6 Очистка листов стали от дефектной изоляции
Бумажная межлистовая изоляция. Если старая межлистовая изоляция – бумажная то очищают ее с листов стали следующим образом:
Как уже указывалось при наличии подъемного устройства изготовляют подвеску или контейнер па 100 – 200 листов с помощью который подвешенные или уложенные листы поднимают краном или тельфером и опускают в коробку для кипячения. Если подъемного устройства нет го листы подвешивают крючьями па металлические прутки. При наличии на концах отверстий листы подвешивают вертикально за эти отверстия на каждый крючок свой лист. Если листы не имеют у концов отверстий то их подвешивают па пруток по длине за нижний край с помощью двух или трех крючков.
Двое рабочих берут пруток с подвешенными на нем листами каждый со своего конца подносят к коробке и опускают листы в воду устанавливая концы прутка на борта коробки. При установке следующего прутка необходимо чтобы между листами получался зазор 30 – 50 мм. Вода должна полностью закрывать листы. При загрузке и выгрузке листов подача острого пара в воду в эти моменты прекращается.
После загрузки в коробку (или бак) возможного количества листай пускают в воду острый пар нагревают ее до кипения и кипятят листы до тех пор пока с них полностью не будет удалена бумажная изоляция.
По окончании кипячения прекращают подачу острого пара в воду поднимают каждый пруток за концы выступающие за борта коробки снимают листы с крючков укладывают на тележку-платформу и подают к столам где их протирают с нажимом тряпками не оставляющими ворса для удаления остатков бумаги и клейстера. Если остатки клейстера протиркой тряпками удалить не удается то их удаляют металлическими щетками. Очищенные и протертые таким образом листы стали отправляются для сушки лакировки и запечки.
На освободившиеся прутки с крючками подвешивают новую партию листов и повторяют все перечисленные выше операции.
Лаковая межлистовая изоляция. Очистка листов стали от лаковой изоляции производится в основном по той же технологии что и бумажной. Разница состоит в следующем:
Кипячение листов стали осуществляют или в 10-процентном растворе едкого натра или в 20-процентном растворе тринатрийфосфата (Nа3РО4) в воде; указанные проценты: даны ориентировочно и должны быть проверены опытным путем. Раствор готовят загружая небольшими порциями отвешенный едкий натр (каустическую соду) или тринатрийфосфат в коробку с водой нагретой до 50°С. После сведения каждой порции соды или МазР04 в воду ее осторожно без расплескивания и брызг тщательно перемешивают до полного раствора введенного компонента.
После окончания кипячения г. с. после удаления с листов стали лаковой пленки листы переносят в промывочную коробку с водой пускают в воду острый пар открывают спуск воды в канализацию и промывают таким образом очищенные от изоляции листы стали проточной нагретой водой в течение 15 – 20 мин.
Следует отметить что при очистке старой изоляции в особенности с применением щелочей необходимо соблюдать осторожности и правила техники безопасности а именно: все операции по взвешиванию и растворению щелочи а также по загрузке и выгрузке листов стали необходимо производить в резиновых перчатках фартуках закрытой обуви защитных очках и с покрытой головой. Несоблюдение этих правил может привести к ожогам и травме.
3.7 Сушка лакировка и запечка листов стали
Для удаления остатков масла очищенные от старой изоляции листы стали должны быть высушены в сушильной печи. С этой целью листы стали в возможно большем количестве подвешивают на крючьях на стеллаж установленный на тележку и вкатывают в печь для сушки при температуре 200°С. Время сушки устанавливают опытным путем по первой загруженной партии. Вентиляционная труба печи должна быть при этом полностью открыта. Пока идет сушка загруженной партии листов производится подготовка для сушки новой партии листов на другом стеллаже установленном на второй тележке которая помещается на параллельном пути. После выкатки из печи первого стеллажа туда закатывают подготовленный второй стеллаж а высушенные листы снимают протирают сухими чистыми тряпками не оставляющими ворса и подают на лакировку. Следует отметить что при смене межлистовой изоляцииновую изоляцию как правило выполняют лаком. Для этого применяют лак № 202 или 302 а при отсутствии их – лак ГФ-95. Растворителем для лаков № 202 служит керосин а для лака ГФ-95 – бензин.
Лакировка высушенных и протертые листов стали производится путем пропуска их через станок (рис. 5.7). У этого станка нижний вал погружен наполовину в ванну с лаком и вращается электродвигателем или от руки. Верхний вал приводится во вращение через шестеренную передачу от нижнего. Сверху вдоль верхнего вала помещают трубочку с отверстиями через которые на верхний вал поступает самотеком лак из бачка с запорным краником. Поступающий на верхний вал лак стекает в ванну с лаком в которой вращается нижний вал. Ванна имеет сбоку отводную трубочку с запорным краном на конец которой надевается резиновый шланг который опускается другим концом в стоящее на полу ведро. При излишке лака в ванне последний через шланг спускается в ведро а из ведра может быль перелит в верхний бачок.
Верхний вал прижимается к нижнему установочными болтами. С помощью этих болтов регулируется зазор между валами. Валы вытачиваются из стальной круглой заготовки. Диаметр валов 80 – 100 мм длина валков равна наибольшей ширине листа стали плюс 100 мм. Валы обтягиваются листовой резиной толщиной 6 мм. В месте стыка концы резины срезаются по всей длине под углом 15° так чтобы при заходе одного на другой внахлест в этом месте не получалось утолщений. Концы склеивают резиновым клеем.
Для того чтобы резина от действия лака быстро не разрушалась ее вулканизируют. Очень удобен и устойчив в этом отношении резиновый шланг от шлангового врубового или шахтного кабеля большого диаметра. Если 1 м такого кабеля удается найти на месте то освободив осторожно без повреждений сам шланг от внутреннего содержания и наружного покрова отрезают от него по длине два куска и натягивают плотно без морщин и складок па каждый вал. Диаметр валка подгоняют при этом под диаметр шланга.
Каждый лист стали пропускают через станок. Поверхность листа после лакировки должна быть ровной без наплывов и местных пузырей. Толщина двустороннего лакового покрытия не должна быть больше 002 – 003 мм.
У станка должны работать 2 чел.: один подает лист с одной стороны а другой принимает его с противоположной. Отлакированные листы навешивают с помощью крючков на свободный стеллаж и после его заполнения подают в печь для запечки.
Время запекания зависит от температуры в печи а именно:
для листов покрытых лаком № 202 или 302: при 105° С – 45 – ч при 210° С – 12 – 15 мин при 310° С-6-8 мин; для листов покрытых лаком ГФ-95: при 105С – 45 – 5 ч при 170° С – 20 – 25 мин.
Подвеска отлакированных листов
а-лист с отверстием; б-лист без отверстия.
Отлакированные и запеченные листы не должны давать отлива и вся поверхность их с обеих сторон должна быть ровной глянцевитой блестящей темно-коричневого цвета.
Для того чтобы в процессе запечки не получалось наплывов лака на нижний край листа очень важно правильно подобрать консистенцию лака. С этой целью необходимо произвести несколько опытных лакировок и запечек при разном содержании растворителя (5 – 10 – 15 – 20%).
При запечке вентиляционная труба печи не должна быть все время открытой; она открывается периодически иначе это сильно снизит температуру в печи.
Отлакированные листы подвешивают на стеллаже за отверстия или нижний край вертикально по длине (рис. 5.8а и б) иначе лак будет стекать и на конце листа будет образовываться наплыв.
При производстве работ по сушке лакировке и запечке листов стали необходимо соблюдать соответствующие правила по технике безопасности а именно:
Корпуса всех электрических установок должны быть заземлены.
Работу необходимо производить в соответствующей спецодежде (резиновые перчатки и брезентовые рукавицы фартуки закрытая обувь покрытая голова).
Курить в помещении запрещается. Помещение где производятся лакировка и запечка должно иметь вентиляцию.
3.8. Контроль листов стали после лакировки и запечки
Листы после лакировки и запечки проверяют на столе осмотром на отсутствие и отлета а также подтеков наплывав и пузырей. Дефектные листы после снятия указанных подтеков наплывов и пузырей лакируют и запекают вновь.
Проверяют толщину лакировки для чего собирают пакет из 30 однотипных листов зажимают его до отказа по всей длине между двумя стальными накладками толщиной 20 мм при помощи струбцин или болтов и замеряют толщину пакета. Эта толщина должна быть:
а)при толщине листа 05 мм а с лакировкой 052 мм—16 мм;
б)при толщине листа 035 мм а с лакировкой 037 мм—110 мм
3.9. Сборка магнитопровода
Сборку и шихтовку магнитопровода мощного трансформатора производят на тех же санях на которых производилась разборка. После разборки на этих санях остались лежать нижние ярмовые балки с уложенными на них мостами из электрокартона. При сборке сначала выравнивают горизонтальную плоскость для укладки пакетов составляющих магнитопровод. Для этого заполняют пространство между ярмовыми балками продольными и поперечными деревянными брусьями. Брусья должны быть одной высоты. Затем в отверстия в ярмовых балках по концам а также в отверстия вблизи стыков листов устанавливают заранее изготовленные металлические оправки.
Укладку листов начинают с первого пакета и производят в том порядке который быш отмечен и заэскизирован при расшихтовке магнитопровода. После укладки первого пакета производят его проверку и подбивку. Для проверки толщины пакета зажимают его в тиски и делают; например штангенциркулем без припуска на усадку. Затем проверяют пакет на отсутствие перекосов по диагонали путем промера расстояний между противоположными углами а также па отсутствие перекосов от смещения пакета по ширине и длине стержней. Для этого прикладывают лист сначала с торцов а затем с боков стержней (рис. 5.9а и б) и выравнивают линии стыков относительно краев листа.
Проверка перекосов от смещения пакетов при сборке
а-по ширине; б-по длине.
Затем продолжают дальнейшую укладку пакетов а также их проверку и подбивку. Дойдя до охлаждающего канала устанавливают решетки образующие канал (рис. 5.10) которые выполняют из листов стали толщиной 05 мм с приваренными к ним квадратными планками 6Х6 мм.
Решетка образующая канал в магнитопроводе
После установки решеток продолжают дальнейшую укладку пакетов с проверкой и подбивкой.
При проверке и замерах зазоров перекосов и толщин необходимо иметь в виду что отечественная практика считает допустимыми следующие отклонения от нормальных значений:
а) на толщину стержней у трансформаторов средних мощностей – плюс 3мм минус 2 мм у трансформаторов больших мощностей – плюс 5 мм минус 3 мм;
) на перекос по ширине у трансформаторов средних мощностей – плюс 4мм у трансформаторов больших мощностей – плюс 8 – 10 мм;
в)на перекос по вертикали – 3 мм от нормального положения;
г)на зазор – не более 03 мм ;
д)на веер – 5 – 7 мм па сторону (рис. 5.11).
Если старая изоляция была бумажной то при ее замене лаковой толщина пакетов и всего стержня окажется меньшей. Выравнивание толщины всего стержня до его прежних размеров производят или путем прокладки между отдельными пакетами листов из электрокартона или же путем устройства дополнительных охлаждающих каналов. Для этого изготавливают и устанавливают указанные выше решетки.
После укладки всех пакетов т.с. после окончания сборки магнитопровода производят его окончательную подбивку и проверку па отсутствие перекосов. Затем устанавливают верхнюю изоляцию из электрокартона и верхние ярмовые балки и производят прессовку и стяжку магпитопровода шпильками или болтами.
Сначала запрессовывают стержни (колонны) для чего среднюю часть одного из стержней стягивают двумя или тремя шпильками проверяют штангенциркулем толщину стержня а затем вставляют все стяжные шпильки с изоляцией и спрессовывают стержни путем равномерной затяжки шпилек. Затяжку производят от середины стержней к краям т. е. сначала затягивают среднюю шпильку затем первую от нее вправо потом – первую влево и т. д.
После опрессовки стержней производят опрессовку ярм для чего выколачивают среднюю оправку из одного из ярм вставляют шпильку с изоляцией и слегка затягивают. Затем выбивают крайние оправки и ставят взамен шпильки с изоляцией. Установив все шпильки запрессовывают ярмо до отказа. Так же прессуют и второе ярмо и проверяют толщину стержней вблизи запрессованных ярм.
Проверяют изоляцию всех стяжных шпилек в стержнях и ярмах мегомметром 1 000 в а также напряжением переменного тока 1 000 в 50 персек в течение 1 мин. Проверяют мегомметром 1 000 в также изоляцию ярмо-вых балок которую проверяют до установки заземлений.
После проверки и испытания изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок и установки заземлений допрессовывают нижнее ярмо привертывают и закрепляют опорные планки а также боковые на концах консолей устанавливают контргайки или замки па болтах и шпильках крепящих ярмовые детали и закернивают гайки на шпильках стержней и нижнего ярма. Затем продувают магнитопровод сжатым воздухом и кантую г его в рабочее положение. Производят окончательное испытание магнитопровода.
Сборку и шихтовку магнитопроводов трансформаторов средних мощностей до 7500 ква производят используя шпальную выкладку с уложенными на ней нижними швеллерами с накладками и ввернутыми в них контрольными шпильками.
Если старая бумажная изоляция заменялась лаковой то для выравнивания толщины стержней до прежнего размера прокладывают как уже указывалось между пакетами листы электрокартона или устраивают дополнительные охлаждающие каналы.
После укладки всех листов и прессующих накладок на всех трех стержнях устанавливают на контрольные шпильки верхние швеллеры без накладок которые были сняты при разборке стержней после чего контрольные шпильки затягивают начиная от середины т. е. сначала затягивают среднюю шпильку затем первую от нее влево потом первую от нее вправо затем вторую от нее влево потом вторую от нее вправо и т.д.
После снятия всех пар швеллеров с контрольными шпильками и установки постоянных стяжных шпилек с изоляцией подпрессовызают все стержни и нижнее ярмо до нормальной их толщины и проверяют мегомметром 1000 в и напряжением переменного тока 1000 и изоляцию стяжных шпилек стержней и нижнего ярма а также мегомметром 1 000 в изоляцию ярмовых балок нижнего ярма. Затем закернивают гайки на шпильках стержней и нижнего ярма и подготавливают магнитопровод к окончательным испытаниям. С этой целью зашихтовызают верхнее ярмо проверяют мегомметром 1000 в изоляцию стяжных шпилек верхнего ярма и устанавливают заземление.
3.10. Окончательные испытания магнитопровода
Для окончательного испытания магнитопровода после смены межлистовой изоляции и его перешихтовки применяют один и тот же метод как для мощных трансформаторов так и для трансформаторов средней мощности. Для этого наматывают на магнитопровод временную обмотку так как это было указано в и производят опыт холостого хода замеряй потери холостого хода при расчетной индукции. Эти значения потерь сравнивают с данными замеров полученными при испытании до смены межлистовой изоляции а также с нормальными их значениями для данного трансформатора.
Оставляют магнитопровод под напряжением в течение 4 – б ч и проверяют нагрев отдельных мест на ощупь а также замером температур по термометрам установленным в разных местах магнитопровода. При проверке нагрева отдельных мест на ощупь напряжение во время проверки необходимо отключать. При проверке не должно наблюдаться никакого резко выраженного местного нагрева.
Если испытания и проверка нагрева дают положительные результаты то отключают напряжение снимают временную обмотку и расшихтовывают верхнее ярмо для установки обмоток и дальнейшей сборки активной части.
4.Изготовление обмоток
4.1. Перечень и последовательность работ при ремонте и
изготовлении обмоток
Восстановление и изготовление обмоток являются одним из наиболее ответственных видов работ при ремонте и модернизации трансформаторов.
Чтобы изменить параметры трансформатора необходимо с учетом магнитопровода изменить параметры его обмоток.
Ниже даются перечень и последовательность работ при ремонте и изготовлении обмоток:
-переизолировка старого провода;
-изготовление и установка приспособлений для намотки обмоток;
-технология изготовления различных обмоток: непрерывных винтовых дисковых для печных трансформаторов;
-сушка опрсссовка пропитка и запечка обмоток.
4.2. Переизолировка старого провода
Как при восстановлении так и при модернизации обмоток стараются по возможности использовать старый провод. Если состояние и параметры провода это позволяют то после демонтажа и разборки отдельных катушек производят переизолировку провода.
Если провод сильно нагартован (жесткий) и изоляция его с трудом очищается то после роспуска катушек отдельные бухты провода отжигают в печах при 550 – 600°С. Тем самым очищают провод от изоляции и одновременно снимают внутренние напряжения. Затем отожженный провод выправляют пропуская его через простой зажим а также обстукивая деревянным молотком на деревянном бруске. Одновременно спаивают серебряным припоем отдельные концы провода протирают его с нажимом и наматывают на барабаны.
При отжиге старого провода используют электрические или пламенные печи. Температура отжига как указано не должна превышать 600°С.
При отсутствии на месте каких-либо печей отжиг производят на костре.
При отжиге на костре каждая бухта провода должна находиться отдельно и в самих бухтах слои должны лежать как можно свободнее не прилегая друг к другу. Отжиг на костре необходимо вести под непрерывным наблюдением чтобы не пережечь медь.
При изоляции провода вручную его изолируют как правило телефонной бумагой толщиной 006 мм. Нормальной изоляцией провода считается изоляция телефонной бумагой в два слоя в полуперекрышку что дает практически 05 мм на обе стороны. Усиленную изоляцию выполняют па толщину 095; 135; 195 мм и более на обе стороны.
При изоляции провода на изолировочном станке провод изолируют кабельной бумагой толщиной 012 мм.
Конструкций передвижных изолировочных станков существует очень много однако как правило они хорошо работают лишь при изолировке сравнительно небольшого диапазона прямоугольных проводов и относительно небольших сечений. Расширение диапазона проводов сильно усложняет станок а также утяжеляет его и тем самым затрудняет его передвижение и доставку к месту изолировки. Как пример на рис. 5.12 показан общий вид сравнительно простого облегченного изолировочного станка рассчитанного на изолировку ограниченного диапазона проводов.
Общий вид станка для намотки и подпрессовки обмоток трансформатора
-рама; 2-стойка;3-стержень для зажима гайки при подпрессовке; 4-подшипник; 5-стальной вал;6-круглая гайка; 7-шайба; 8-втулка приваренная к диску; 9-прессующий диск; 10-промежуточный диск; 11-бумажно-бекелитовый цилиндр; 12-электрокартонная рейка; 13-обмотка;14-деревянные встречные клинья; 15-деревянные сухари; 16-муфта; 17-редуктор; 18-электродвигатель
Этот станок может изолировать одновременно провод в два слоя вполуперекрышку. Для изолировки на изолировочном станке кабельную бумагу заготовляют в виде рулончиков шириной 12 – 20 мм и наружным диаметром не более 120 мм. Производительность изолировки на изолировочном станке повышается по сравнению с изолировкой вручную в 6 – 8 раз. Качество изолировки при этом также улучшается. Если на месте изолировочного станка нет то изолировку провода производят вручную. Для этого через барабаны с очищенным и выправленным проводом нужно пропустить стальную трубу или стержень и установить барабаны на деревянные козлы. Чтобы труба или стержень не могли скатиться к козлам прибивают планки. На расстоянии 10 – 12 м помещают вторые такие же козлы на которые устанавливают пустые барабаны.
Прежде чем приступить к изолировке заготовляют бумагу нарезая ее на ленты шириной 15 – 20 мм и сворачивая в рулончики. Затем изолировщик протирает провод чистой тряпкой берет рулончик и начинает изолировать сначала накладывая первый слой в полуперекрышку а затем пройдя весь пролет второй слой и т.д. Накладывать изоляцию необходимо возможно плотнее все время приглаживая и обжимая бумагу рукой так чтобы один слой прижимался к другому и чтобы изолировка получалась без просветов пустот пазух и карманов. Когда кончается одна бумажная лента или рулончик то новую полоску бумаги сочленяют с прежней путем перекрытия конца одной началом другой. Дойдя до конца пролета конец бумажной ленты подклеивают бакелитовым лаком или перевязывают кусочком ленты. В зависимости от количества подлежащего изолировке провода устанавливают параллельно несколько линий.
Изолировку ведет или один изолировщик на каждой линии или два. В последнем случае другой изолировщик идет за первым и накладывает вполуперекрышку второй слой. Когда пролет полностью изолирован его наматывают на барабан укладывая вплотную один виток к другому. Наматывая на пустой барабан изолированный пролет провода одновременно сматывают и натягивают для изолировки следующий пролет.
Когда на пустом барабане полностью уложен первый слой на него наматывают второй слой и т. д. пока барабан не будет целиком заполнен. Тогда барабан снимают а на его место устанавливают новый.
Пайку производят с помощью электропаяльных щипцов. Концы проводов перед пайкой а также сами пайки должны быть тщательно обработаны зачищены и заглажены.
Все старые а также новые пайки при изолировке провода пропускают не изолируют. Их проверяет и затем изолирует обмотчик при намотке обмоток. Это делается для контроля качества паек.
4.3. Изготовление и установка приспособлений
Перед намоткой должна быть заранее заготовлена вся обмоточная изоляция которая необходима для данного типа обмоток а именно: продольные рейки; дистанцирующие прокладки; шайбы; выравнивающие клинья; пояски; коробочки из электрокартона для изоляции переходов; жесткие бумажно-бакелитовые цилиндры если они предусмотрены конструкцией обмотки; опорные кольца и т.д.
Здесь приводится описание приспособлений необходимых дли изготовления самих обмоток. К таким приспособлениям при изготовлении обмоток на месте ремонта относятся:
-козлы для установки намоточного станка и барабанов с проводом;
-намоточный станок с редуктором и приводом;
-педальный выключатель;
-зажимы для натяжения провода и крепления концов обмоток;
-приспособления для выгибания провода;
-скобы (вилки) для временного скрепления витков при их затяжке.
-площадка для установки редуктора с электродвигателем; 2-соеденительная муфта; 3-установочные козлы; 4-шаблон; 5-деревянный подшипник; 6-стальной вал; 7-стальной шнек; 8-гайка; 9-барабаны с обмоточным проводом.
Установочные козлы (рис. 5.13) для установки намоточного станка изготовляют из швеллеров относительно больших номеров (№ 20 и 30) на длину не менее 6 м. Всего изготовляют двое таких козел с ножками в виде буквы А высотой 600 мм. Козлы должны быть устойчивыми и строго горизонтальными. Их устанавливают параллельно на том или ином расстоянии в зависимости от высоты обмотки а соответственно и длины шаблона.
К одному из козел отступя 05 м от торца приваривают снаружи площадках для установки электродвигателя и червячного редуктора.
Намоточный станок (рис. 5.13) собирают из следующих деталей:
а) На площадке приваренной к одному из козел монтируют электродвигатель и червячный редуктор который подбирают так чтобы вал станка делал 4 – 8 обмин. Чем больше диаметр обмотки тем меньшим должно быть число оборотов станка и наоборот. Вал редуктора должен иметь диаметр 30 – 40 мм. Редуктор сочленяют муфтами с одной стороны с электродвигателем а с другой – с валом станка. Рядом с электродвигателем монтируют закрытый реверсивный переключатель или перекидной рубильник к которому от ближайшего щитка подводят питающие провода в газовой трубе.
б)На обоих козлах устанавливают деревянные подшипники 5 так чтобы валы станка и редуктора были на одной линии и на одном уровне причем вал станка должен лежать в подшипниках строго горизонтально.
в)Стальной вал 6 станка должен иметь 40 – 60 мм в зависимости от веса обмотки и величины пролета между козлами. Длина вала должна быть равна длине шаблона плюс 600 мм. На концах вала вытачивают шейки которыми он ложится в подшипники а дальше от шеек нарезают на соответствующую длину резьбу так чтобы она несколько заходила внутрь шаблона.
г)На вал станка надевают и раскрепляют на нем шаблон 4Ч на который производят намотку обмоток. Шаблон центрируют на валу так чтобы он находился на равном расстоянии от обоих козел. На рис. 5.13 показан наиболее простой и распространенный шаблон который представляет собой разрезной свальцованный цилиндр из листовой стали толщиной 2 – 3 мм.
д)По обе стороны от шаблона надевают на вал станка упорные металлические диски 7 (см. рис. 5.12) толщиной 10 – 30 мм и диаметром равным наружному диаметру самой большой обмотки плюс 200 мм. Диски должны свободно насаживаться на зал. Если диски выполняются из толстого листа то для облегчения в них делают по окружности несколько внутренних вырезов за которые их стропят три насадке. Затем навертывают на резьбу вала станка гайки 8 и зажимают шаблон между указанными дисками. В одном из дисков делают наружный вырез для закрепления конца обмотки.
е)Раскрепление шаблона на валу производят по разному. Наиболее простой способ – это раскрепление с помощью нескольких деревянных крестовин которые туго вставляют в металлический разрезной цилиндр и вместе с ним насаживают на вал. Однако при этом необходимо иметь отдельные крестовины для разных по диаметру шаблонов. Как видно раскрепление в данной конструкции осуществляется встречными деревянными клиньями 14 которые вставляются в прорези упорных металлических дисков 9 с наружными вырезами по числу реек обмотки. Вставляя клинья на равную высоту или добавляя деревянную рейку можно раскреплять разные по диаметру шаблоны и бумажно-бакелитовые цилиндры. При высокой обмотке устанавливают еще средний дополнительный диск 10 (болт втулки диска 10 затягивают слабо).
В процессе намотки высоких обмоток их приходится подпрессовывать. На данной конструкции это осуществляют так: стопорят гайки 6 стержнями 3 освобождают болты втулок 8 устанавливают сухари 15 и рядом кратковременных пусков станка прессуют обмотку. При универсальном раздвижном шаблоне вообще не требуется отдельных специальных креплений но сам по себе этот шаблон является более сложным и применяется преимущественно при относительно небольших по величине обмотках так как при намотке больших обмоток такой шаблон получается тяжелым и громоздким. Также используется универсальный шаблон именно для больших обмоток (Рис.5.13). Для облегчения всей конструкции рычаги изготовляют из труб. Этот шаблон требует относительно точного выполнения чтобы все шарнирные соединения не имели люфтов.
Шаблон вальцуется на наружный диаметр равный внутреннему диаметру жесткого бакелитового цилиндра(при намотке обмотки на таком цилиндре) минус зазор 20 – 30 мм на который он может раздвигаться или внутреннему диаметру самой обмотки (при намотке обмотки непосредственно на шаблон) минус толщина реек образующих продольный канал между обмоткой и цилиндром а также мину с зазор 20 – 30 мм к внутренним краям шаблона приваривают на всю длину угольники с отверстиями в полках.
-обмоточный провод; 2-основание зажима- стальная пластина; 3-зажимные пластины; 4-зажимной винт
С помощью шпилек 4 вставляемых в эти отверстия регулируют зазор и тем самым сжимают или расширяют шаблон на величину зазора. В зазор па всю длину вставляют деревянную рейку.
Длина шаблона должна быть равна высоте бумажно-бакелитового цилиндра на который наматывается обмотка или высоте обмотки плюс 120—150 мм.
Следует отметить что при изготовлении приспособлении для намотки обмоток на месте ремонта необходимо иметь 2 комплекта некоторых указанных деталей а именно; вал станка шаблон упорные диски и гайки. На одном комплекте производят намотку той или иной обмотки а на другом обмотку после ее намотки сушат спрессовывают пропитывают и запекают. Педальный выключатель используют и при пайке твердым припоем с помощью электропаяльных щипцов.
Зажимы для намотки двухходовых винтовых обмоток
Зажимы для натяжения провоза и закрепления концов обмоток. Зажимы для натяжения провода при намотке обмоток применяют самые разнообразные.
На рис. 5.12 5.13 показаны различные зажимы: простой (рис.5.12) и для намотки двухходовых винтовых обмоток (рис. 5.13). Необходимо отмстить что любой зажим должен обеспечивать натяжение провода и в то же время изоляция провода при его прохождении через зажим не должна повреждаться (задираться рваться и т. д.).
Приспособления для выгибания провода. Для выгибания провода при выполнении переходов а также других тех или иных выгибов служат различные приспособления. Они настолько просты что не требуют пояснений.
Скобы (вилки). Применяются для временного крепления отдельных дисков обмотки при их затяжке. Скобы изготовляются из дерева или листового текстолита. Расстояние между пластинами скобы должно равняться толщине диска. Поверхности и края пластин должны быть обработаны и заглажены.
При изготовлении обмоток на месте помимо всех указанных выше основных приспособлений необходимо иметь: паяльный агрегат для внутренних паек провода набор различного инструмента (монтажный нож гаечные и раздвижные ключи напильники плоскогубцы кусачки зубило молоток ручные тиски ножницы киянки и т. п.) а также изолировочный материал (электрокартон разной толщины: 05-2 мм. телефонную кабельную и крепированную бумагу; лакоткань тафтяную и киперную ленту и т. п.) и различные припои (серебряный и медно-фосфористый) Приготовленные в виде узких пластинок или прутков.
4.5. Сушка подпрессовка пропитка и запечатка обмоток
По отечественной технологии обмотки после их изготовления подвергают сушке подпрессовке пропитке глифталевым лаком и запечке. Однако ряд заграничных фирм отказался от пропитки обмоток лаком и последующей их запечки.
На трансформаторных заводах сушку пропитку запечку обмоток класса изоляции 10 кв и выше производят обычно под вакуумом в специальном вакуумном шкафу. При ремонте с изготовлением обмоток на местах как правило нет вакуум-шкафов или автоклавов; нет обычно и вакуум-насосов. Поэтому сушку пропитку и запечку обмоток при ремонте па месте ведут в большинстве случаев без вакуума. Сушку и запечку если нет соответствующей печи производят в баке трансформатора осуществляя нагрев методом индукционных потерь в стенках бака. Этот метод описан в 5.5. Намотанную и запрессованную обмотку снимают вместе с валом шаблоном и упорными дисками со станка и помещают вертикально в бак трансформатора в котором на дне делается соответствующая выкладка из шпал.
Бак закрывают крышкой и включают (Намагничивающую обмотку. Обмотку сушат при температуре 100-105 С около б ч.
Во время сушки оставляют открытым какое-либо одно отверстие в крышке. Температуру замеряют термо-сигнаализатором не реже чем 1 раз за каждый час отмечая ее в журнале сушки.
Затем обмотку вынимают и в горячем состоянии пропитывают глифталевым пропиточным лаком который разбавляют бензином (примерно на 50%). Перед пропиткой обмотку предварительно подпрессовывают до расчетного размера. За это время обмотка остывает примерно до 700 С. При этой температуре и пропитывают обмотку. Для этого ее помещают горизонтально в ванну в которую она должна входить на 40-50% своего наружного диаметра. В ванну наливают лак так чтобы он покрыл не менее 035 поверхности обмотки. Обмотку поворачивают в ванне а кроме того поливают снаружи из ковша. Обмотку пропитывают при классе изоляции 35 кв и ниже в течение 20 мин а выше 35 кв - в течение 40 мин все время поворачивая и поливая ее в ванне.
Затем обмотку вынимают краном из ванны и 20- 30 мин держат над ванной пока не стечет излишек лака. После этого пропитанную обмотку помещают снова в бак для запечки закрывают крышку и включают намагничивающую обмотку. Запечку ведут при тсмпературе 90- 105С около 12 ч. Температуру запечки замеряют термосигнализатором не реже чем 1 раз в час отмечая ее в журнале запечки.
При запечке обмоток одно отверстие в крышке должно быть открыто; должно быть также открыто одно радиаторное отверстие внизу бака чтобы через бак была тяга воздуха. Сушка пропитка и запечка обмоток должны вестись в вентилируемом помещении.
Работающие по сушке пропитке и запечке должны соблюдать противопожарные правила а также правила по технике безопасности в частности:
а) все электрические установки должны быть заземлены;
б) проверку намагничивающей обмотки а также обмоток находящихся в баке можно производить только при отключенной намагничивающей обмотке;
в) работать надо в рукавицах закрытой обуви и с покрытой головой;
г) в помещении нельзя курить а также производить работы связанные с огнем.
5. Сушка активной части трансформатора
Изоляция трансформаторов при соприкосновении с окружающей атмосферой или находясь в баке с увлажненным маслом сильно впитывает влагу. Увлажненная изоляция полностью или частично теряет свои изоляционные свойства. Трансформатор с такой изоляцией не может работать.
Поэтому «Инструкция по эксплуатации трансформаторов» станавливает что активная часть может находиться на воздухе не больше:
а) 16 ч - при сухой погоде (относительная влажность воздуха - не более 65%);
) 12 ч - при влажной погоде (относительная влажность воздуха - не более 75%).
Примечание. Продолжительность заливки маслом не входит в эти сроки.
Таким образом после любого вида ремонта связанного со сменой обмоток или той или иной изоляции активная часть должна подвергаться сушке.
В практике известно много всяких способов сушки активной части как с маслом так и без масла а также как с вакуумом так и без вакуума.
В настоящее время сушку активной части производят без масла и при этом применяют следующие способы:
-сушка в вакуумном шкафу;
-сушка индукционными потерями в собственном баке с вакуумом;
- то же без вакуума;
-сушка в специальной камере (тепляке) без вакуума с нагревом воздуходувкой;
-сушка инфракрасными лучами;
-сушка токами «нулевой последовательности».
Наиболее распространенным способом сушки активной части при ремонте на местах является сушка индукционными потерями в собственном баке как с вакуумом (если есть соответствующий вакуум-насос) так и без вакуума.
Способ сушки в тепляке с нагревом при помощи воздуходувки мало эффективен и опасен в пожарном отношении так как случайно залетевшая искра при интенсивном воздушном дутье легко может вызвать пожар.
Поэтому нагревом воздуходувками пользуются в настоящее время лишь в качестве дополнительного подогрева снаружи дна бака при применении других способов сушки.
5.3. Обмыв и сушка изоляции является важнейшим компонентом ремонта трансформаторов со значительным сроком службы а также имеющих увлажнение и зашламление изоляции. Здесь используются как традиционные так и новые решения.
Принципиальная схема обмыва и сушки изоляции при неполном и глубоком вакууме приведена на чертеже . Технологическая схема состоит по крайней мере из двух контуров – контура промывки активной части и контура вакуумирования. Контур промывки работает по замкнутому циклу и включает в себя разбрызгиватели 2 установленные в активной части трансформатора маслонагреватель 6 (например НТМЛ-160 или аналогичного типа) которая осуществляет нагрев и финишную очистку масла циркуляционный насос 4 типа ЭЦТ-100 фильтры 5 например ФОСН-60 а также вентили и соединительные трубы. Вакуумирование осуществляется форвакуумным насосом 13 (например АВЗ-90). В контур вакуумирования может быть включена вакуумная установка «Иней». Технология промывки и сушки подобна известным и описанным например в [2] и др. Особенность процесса в следующем: исходя из состояния бумажной изоляции ее влажности и зашламленности устанавливается продолжительность экспозиций периодического прогрева (обмыва) и вакуумирования. Уровень вакуума в трансформаторе прежде всего устанавливается исходя из конструктивных особенностей бака.
Работа проводится при постоянном контроле влагосодержания КПЧ изоляционных и других характеристик промывочного масла а также (при возможности) сопротивления изоляции обмотки R15 и R60. Проведенные ремонты показали значительную эффективность новой технологии обмыва. Например у трансформатора типа ТДГ-40500110 проработавшего 44 года имевшего значительное увлажнение и загрязнение твердой изоляции (в том числе окислами и нафтенатами железа) удалось повысить сопротивление изоляции обмоток R60 в 2.5 - 7 раза а tg снизить в 1.5 - 2 раза (Приложение2). Более чем в 2 раза было снижено и влагосодержание контрольных образцов твердой изоляции.
В ряде случаев значительного улучшения изоляционных характеристик удаётся добиться даже при неглубоком зашламлении активной части металлической стружкой. Например у автотрансформатора АТДЦТ- 250000330150 (срок службы более 30 лет) одной из причин значительного снижения сопротивления изоляции было разрушение подшипника одного из маслонасосов. В результате сопротивление изоляции R60 в основных зонах снизилось до 70 240 МОм . После смыва струей масла шлама с обмоток и проведения обмыва и сушки сопротивление изоляции возросли в 4-5.5 раза. При этом изоляционные характеристики достигли или превысили заводские и монтажные параметры.
Механическая прочность изоляции согласно РДИ 34-38-058-91 [2] характеризуется классом прочности а также косвенно степенью полимеризации и кристалличностью целлюлозы.
6. Сборка трансформатора
6.1.Перечень и последовательность работ при сборке активной части
Ниже даются перечень и последовательность работ при сборке активной части:
-чистка магнитопровода и проверка изоляции стяжных шпилек стержней;
-укладка нижней изоляции и установка обмоток;
-укладка верхней изоляции монтаж прессующего устройства и подпрессовка обмоток;
-зашихтовка и прессовка верхнего ярма и монтаж заземлений;
-ревизия и монтаж переключателей;
-заготовка изоляция монтаж пайка и крепление отводов;
контрольные испытания при сборке активной части;
-ревизия чистка и промывка активной части.
6.2 Чистка магнитопровода и проверка изоляции стяжных шпилек
Прежде чем приступить к сборке активной части необходимо очистить магнитопровод от грязи шлама пыли посторонних предметов проверить состояние запрессовки стержней осмотреть стыки листов стержней с листами нижнего ярма и проверить изоляцию стяжных шпилек стержней. Магнитопровод очищают сначала тряпками не оставляющими ворса а затем мягкой кистью окуная ее предварительно в масло.
Состояние запрессовки проверяют ножом или щупом. Если прессовка ослабла то необходимо равномерно подтянуть стяжные шпильки и снова проверить ее.
Проверка состояния изоляции стяжных шпилек производится мегомметром 1000 в; кроме того изоляцию шпилек проверяют напряжением 1 000 в переменного тока 50 периодов по отношению к корпусу в течение 1 мин. Испытание изоляции напряжением I 000 в производится по схеме рис. 5.14 для чего можно попользовать однофазный трансформатор напряжения реостат (обычно водяной) и вольтметр переменного тока с соответствующей шкалой. Корпуса магнитопровода трансформатора напряжения к реостата должны быть заземлены. Испытание необходимо производить стоя на резиновом коврике в резиновых перчатках.
Если изоляция части шпилек окажется дефектной то ее заменяют повой причем новая изоляция должна иметь те же размеры (длину и толщину) что и заводская. Изоляцию стяжных шпилек лучше всего делать из бумажно-бакелитовой трубки соответствующих диаметра и толщины. Если такой трубки нет то изоляцию выполняют из кабельной бумаги С этой целью нарезают из кабельной бумаги толщиной 012 мм полосы шириной равной длине заводской бакелитовой трубки которая подлежит замене.
Схема для испытания изоляции стяжных болтов повышенным напряжением
Нарезанные полосы плотно накатывают непосредственно па стяжную шпильку. При накатке каждый слой бумаги промазывают бакелитовым лаком.
После накатки бумаги на необходимую толщину ее закрепляют вразбежку по всей длине бандажом из киперной ленты или шпагата и запекают при температуре 120-130 С в течение 6-8 ч. Затем снимают временный бандаж и проверяют наружный диаметр получившейся трубки.
После установки и затяжки отремонтированных шпилек их изоляцию в свою очередь проверяют мегомметром и испытывают напряжением 1000 в.
6.3. Укладка нижней изоляции и установка обмоток
Поскольку начала и концы обмоток НН и СН выводятся в одну сторону а ВВ - в другую то до того как производить укладку изоляции и установку обмоток необходимо проверить какая сторона магнитопровода соответствует стороне НН и СН и какая - стороне ВН. Как известно крепления отводов связаны с ярмовыми балками на которых для этой цели имеются соответствующие отверстия. Если при укладке изоляции и установке обмоток эти стороны перепутать то связать потом крепления отводов с ярмовыми балками будет невозможно и потребуются или разборка и новая сборка или пересверливание отверстий в ярмовых балках. Сборку активной части производят руководствуясь чертежом установки обмоток.
После укладки нижней изоляции устанавливают вокруг каждого стержня определенное количество деревянных планок и закрепляют их киперной лентой. Планки устанавливают так чтобы они не закрывали охлаждающих каналов в стержнях магнитопровода и образовывали каркас с диаметром равным внутреннему диаметру первого изоляционного цилиндра минус допуск 25-4 мм. Деревянные стержни и планки радиального крепления изготовляют из бука причем если нельзя избежать их установки в уступы сечения стержней куда выходят охлаждающие каналы то в них делаются вырезы или выточки для прохода масла. Если внутренняя обмотка не имеет жесткого бакелитового цилиндра то производится намотка «мягкого» цилиндра на указанные деревянные планки радиального крепления.
Мягкий цилиндр наматывают из листов электрокартона марки ЭМТ или ЭМЦ толщиной 15; 2 и 25 мм. Заготовку листов для мягкого цилиндра производят исходя из следующих соображений: высота заготовки должна равняться высоте цилиндра стыки должны перекрываться не менее чем на 50 мм и находиться в промежутке между рейками причем в одном промежутке может быть только один стык. Чтобы намотка была плотной слои в процессе намотки обстукивают равномерно по окружности и по высоте ладонями рук и закрепляют вразбежку киперной лентой. Слои наматывают один на другой до получения расчетной толщины цилиндра указанной в чертеже. После окончания намотки верхний слой закрепляют вразбежку по всей высоте киперной лентой проверяют кронциркулем или шнуром наружный диаметр цилиндра и приступают к насадке внутренней обмотки. Перед насадкой обмотку тщательно осматривают внутри и снаружи обращая внимание на отсутствие повреждений витковой изоляции правильное и равномерное расположение прокладок по окружности и по высоте отсутствие металлических вещей посторонних предметов отсутствие смещения витков а также повреждений и смещений продольных реек. Если витки обмотки состоят из параллельных проводов то проверяют обмотку на «обрыв» и на «замыкание» между параллельными проводами. Проверку можно производить мегомметром 500 или 1 000 в или с помощью обыкновенной электрической лампы. На обрыв проверяют поочередно все параллельные проводники для чего их концы разъединяют и разводят.
После осмотра и проверки обмотки ее подготавливают к подъему и насадке. С этой целью устанавливают под нее равномерно по окружности четыре специальные металлические лапы. Лапы обязательно подводят под обмотку по линии столба прокладок причем на самое лапу подкладывают кусок электрокартона. Между вертикальными стержнями лап и обмоткой также прокладывают полосы электрокартона а затем плотно обвязывают лапы вместе с обмоткой веревкой с небольшой разбежкой по высоте. Для надевания подъемного троса конструкция лап может быть различной а именно: вертикальные стержни лап могут вверху оканчиваться крючками или иметь отверстия в которые вставляются соответствующие металлические прутки или наконец могут иметь вверху нарезку на которую навинчиваются гайки а затем на все четыре стержня надевается общая металлическая крестовина или шайба с подъемными кольцами и закрепляется сверху гайками навертываемыми на стержни лап. При подъеме обмотку необходимо выровнять на подъемном крюке чтобы она висела без перекосов строго вертикально. Обмотку подводят к магнитопроводу выше стержня на который производится насадка и маневрируя крапом устанавливают против стержня так чтобы ось обмотки совпадала с осью стержня. Иногда обмотка под действием собственного веса садится только на часть стержня; тогда дальнейшая посадка производится при помощи груза. В этом случае на обмотку кладут с двух сторон деревянные бруски подвешивают на кран какой-либо подходящий груз так чтобы его центр тяжести совпадал с осью обмотки и плавно без перекосов опускают на обмотку постепенно насаживая ее на стержень. Обмотку при насадке не опускают до ярмовой изоляции а ставят на деревянные подпорки и освобождают от лап. Это делается для того чтобы можно было выгнуть и изолировать нижний конец обмотки. Если конец обмотки состоит из параллельный проводников то их выравнивают а затем загибают сначала нижние а затем верхние. Проводники выгибают плашмя и укладывают рядами в порядке указанном на чертеже (рис. 7-2). Изолирование проводников и всего конца в свою очередь производится согласно указаниям в чертеже. После изолировки конца выбивают из-под обмотки подпорки и обмотка опускается на ярмовую изоляцию а конец обмотки укладывается при этом в предназначенный для него промежуток между прокладками уравнительной изоляции.
После насадки внутренних обмоток на все три стержня их расклинивают от стержней круглыми деревянными клиньями которые забивают в свободные уступы сечения стержней располагая так чтобы они приходились против реек внутренней обмотки а также так чтобы они не закрывали охлаждающих каналов в стержнях. Вели в каком-либо уступе эти требования не соблюдаются то данный уступ надо пропустить. В высоковольтных трансформаторах в уступ стержня сначала устанавливают полоску электрокартона согнутую под прямым углом а затем уже забивают деревянный клин. Это делается и тогда когда клин при забивке идет слишком свободно. Одновременно необходимо проверить наружный диаметр и высоту внутренней обмотки и соответствие расчетным данным.
Если обмотки ВН не имеют жестких цилиндров то приступают к намотке «мягких» цилиндров изолирующих обмотку ВН от НН. Намотку цилиндров производят так же как указано выше. При намотке необходимо следить чтобы стыки листов не приходились на линии прокладок обмотки НН. Если стыки попадают на линию прокладок то лист надо обрезать так чтобы стык пришелся па промежуток между линиями прокладок.
Намотав и закрепив цилиндры на всех трех стержнях проверяют кронциркулем или шнурком их наружные диаметры и если это трансформатор класса 110кв то приступают к установке нижних угловых шайб и барьеров .
Сначала на верхние прокладки ярмовой изоляции ставят шайбы из электрокартона на толщину 2-4 мм на которые затем устанавливают шайбы с П-образными прокладками. Общая толщина этих шайб 20 мм в том числе самой шайбы -4 мм. Затем устанавливают первые угловые шайбы и на них общий для всех трех стержней плоский барьер с П-образными прокладками. Общая толщина плоского барьера 22 мм из них толщина общего листа - 6мм. При укладке всех шайб и барьеров с прокладками необходимо как уже отмечалось следить за тем чтобы линии всех прокладок совпадали с прокладками ярмовой и уравнительной изоляций.
Сборка активных частей трансформаторов класса 35 кв и ниже естественно значительно проще поскольку установка обмоток у них производится непосредственно на ярмовую изоляцию без угловых шайб и барьеров.
Обмотки ВН как правило имеют регулировочные отводы расположение которых на разных фазах может быть несколько различным. Поэтому необходимо точно установить их принадлежность к тому или иному стержню магнитопровода. Прежде чем производить установку обмоток ВН их необходимо в свою очередь тщательно осмотреть и подготовить для насадки. Подготовка и насадка обмоток ВН производятся точно так же как и подготовка и насадка обмоток НН. При насадке необходимо строго наблюдать чтобы концы обмоток ВН были направлены в нужную сторону чтобы регулировочные ответвления были расположены правильно согласно чертежу чтобы линии прокладок обмоток совпадали с прокладками ярмовой и уравнительной изоляции.
Если производится сборка трансформатора 110 кв то на общий барьер с П-образными прокладками если это предусмотрено чертежом устанавливают на все три стержня вторые угловые шайбы а па рейках обмоток ВН производят в свою очередь с обоих концов срезы по толщине на длину равную высоте цилиндрической части угловой шайбы плюс допуск 25-30 мм. Эти срезы необходимы для того чтобы рейки и угловые шайбы не мешали друг другу при насадке обмоток.
После установки второй угловой шайбьи на нее ставят нижнее емкостное кольцо на которое и устанавливается затем обмотка ВН.
6.4. Укладка верхней изоляции монтаж прессующего устройства и
подпрессовка обмоток
После посадки обмоток ВН необходимо проверить по чертежу правильность их установки а также их наружный диаметр и соответствие расчетным данным. Затем устанавливают верхнее емкостное кольцо и укладывают всю верхнюю изоляцию и прессующее устройство как на внутреннюю так и на наружную обмотки. Обычно верхняя изоляция является зеркальным отображением нижней с той лишь разницей что у отечественных трансформаторов 110 кв вместо общего плоского барьера который ставится внизу вверху ставится угловой барьер. Несколько отличается верхняя изоляция от нижней и у отечественных трехобмоточных трансформаторов 110 кв поскольку в этом случае необходимо между торцом обмоток и нажимным кольцом разместить концы обмоток СН и НН. В результате если внизу от торца обмотки ВН до отводов СН или НН изоляционное расстояние составляет 90-95 мм а всего до ярма 110 мм то вверху до нажимного кольца оно равно 160 мм а всего до ярма 250 мм.
Сборку и установку верхней изоляции и прессующего устройства производят по чертежу установки обмоток учитывая необходимые допуски на прессовку а также строго соблюдая требования которые были указаны при сборке и установке нижней изоляции.
После установки всей верхней изоляции и прессующего устройства необходимо произвести предварительную подпрессовку обмоток для того чтобы опустить обмотки и изоляцию до уровня стыков стержней с ярмом.
Предварительная прессовка производится обычно грузом который опускают на деревянные брусья уложенные на стальные нажимные кольца а при их отсутствии- на ярмовую изоляцию. Если на месте подходящего груза нет то прессовку производят с помощью специальной рамы и вертикальных стяжных шпилек. С этой целью пол; нижнее ярмо подкладывают продольные и поперечные швеллеры и такие же швеллеры устанавливают сверху на нажимные кольца или верхнюю ярмовую изоляцию. Нижние и верхние швеллеры связывают вертикальными стяжными шпильками с шайбами и гайками.
Стальная скоба для шихтовки верхнего ярма
Чтобы шпильки не провертывались их задерживают снизу ключами а сверху навертывая гайки сжимают швеллеры и тем самым прессуют обмотку и изоляцию. Прессовку необходимо производить одновременно и равномерно по обе стороны ярма.
Если несмотря на усиленную прессовку не удастся опустить обмотку и изоляцию до уровня стыков то выходом из положения может быть предварительная сушка активной части до се зашихтовки. В результате сушки вся изоляция из электрокартона и бумаги даст усадку что позволит последующей прессовкой добиться того чтобы обмотки и изоляция опустились до уровне стыков.
6.5. Зашихтовка верхнего ярма и монтаж заземлений
Зашихтовку верхнего ярма производят как правило одновременно с двух сторон от середины к краям т.к. сначала закладывают средний пакет образующий обычно масляный охлаждающий канал а затем производят дальнейшую укладку листов от середины в обе стороны.
Ярмо по мере шихтовки стягивают в нескольких местах П-образными металлическими скобами которые заранее изготовляют на разные длины из полосовой стали толщиной 5-6 мм и шириною 50-60 мм (рис. 5.15). листы же стали вес время обстукивают сверху молотком или небольшой кувалдой через брусок из дерева фибры или шинной меди положенный вдоль Листов. Такое отстукивание производят и с торцов ярма чтобы укладываемые слоями листы ярма и листы стержней как сверху так и с торцов были на одном уровне.
При отстукивании надо следить за тем чтобы не погнуть н не измять верхних краев листов. Вместе с тем необходимо наблюдать в процессе шихтовки за отверстиями для стяжных шпилек чтобы при неправильной укладке отдельного листа или пакета не было закрыто полностью или частично то или иное отверстие. С этой целью отверстия для стяжных шпилек в процессе всей шихтовки проверяют оправками которые заранее вытачивают из круглой стальной заготовки на необходимый диаметр и с одного конца обрабатывают на конус (рис.5.16). Оправка должна относительно свободно проходить через все отверстие. Ее пропускают через отверстие конусным концом вперед и поворачивая а также покачивая заставляют листы стали выравниваться и правильно становиться на свои места.
Затяжку начинают со шпилек установленных по оси стержней а затем вправо и влево от них. Затяжку производят равномерно переходя от одной шпильки к другой и обратно.
После окончания затяжки и проверки ее щупом или ножом а также по расчетным размерам монтируют на нижних полках ярмовых балок прессующие болты устанавливают на стальные нажимные кольца стаканчики и с помощью прессующих болтов и нажимных колец подпрессовывают обмотки и изоляцию до размеров указанных на чертеже. Вертикальные стяжные шпильки также затягивают до соответствующих размеров и закернивают гайки.
Затем пока еще не установлено заземление магнито-провода и нажимных колец проверяют мегомметром 1000 в изоляцию нижних и верхних ярмовых балок от ярм а также проверяют мегомметром 1 000 в и напряжением 1000 в изоляцию стяжных шпилек в верхнем и нижнем ярмах. После «проверки закернивают гайки на стяжных шпильках чтобы они не отвинчивались от вибрации при работе трансформатора.
Затем устанавливают заземление магнитоировода. Заземление осуществляют в заводском исполнении в зависимости от конструкции активной части. Один конец заземляющей ленты закладывают между листами стали ярма на глубину 75 мм а другой в зависимости от схемы или присоединяют л од подъемную шпильку или прижимают к внутренней стороне стенки ярмо-вой балки или прикрепляют болтом к полке ярмовой балки.
6.6. Ревизия и монтаж переключателей
При любом виде ремонтных работ переключатель как правило устанавливается или старый или аналогичный заводского изготовления. Место установки и конструкция крепления сохраняются также в заводском исполнении. Если трансформатор до ремонта или модернизации вообще не имел переключателя или в результате модернизации изменились параметры а соответственно и тип переключателя то приходится специально разрабатывать конструкцию установки и крепления как самого переключателя так и его привода. Таким образом монтаж переключателей производится или в прежнем заводском исполнении или по специально разработанному чертежу.
Прежде всего нужно произвести ревизию и подготовить переключатель к его установке. При ревизии переключателя внимательно осматривают контакты пружины изолирующие детали и детали крепления обращая особое внимание на состояние контактных поверхностей и их сочленение давление пружин состояние изолирующих деталей затяжку деталей крепления сочленение переключателя с приводом и т. п. В зависимости от результатов осмотра устраняют все замеченные неисправности и повреждения.
У отечественных трансформаторов 35 и 110 кв регулировочные ответвления соединяются с переключателем кабелями которые или впаиваются в контактные трубки или присоединяются посредством наконечников с трубной резьбой.
Отечественные переключатели не с дистанционным а с ручным управлением непосредственно на крышке на напряжения 110 и 35 кв (кроме типов ПТЛ-4-12035 и ПСС-4-12035 X 3) крепятся на деревянной раме с помощью бакелитовьпх цилиндров которые надеваются на переключатель и служат как для крепления так и для изоляции от обмотки ВН. Два крепежных цилиндра имеют выступы которыми они входят в прорези диска переключателя. На них надевается общий наружный защитный цилиндр на всю высоту переключателя включая оба крепежных цилиндра. Этот общий защитный наружный цилиндр имеет вырез (окошко) который закрывается скользящим по нему четвертым коротким цилиндром . Наружный и крепежные цилиндры имеют сверху и снизу по два общих отверстия диаметром 22 мм через которые вставляют текстолитовые шпильки и крепят цилиндры а с ними и переключатель к деревянной раме. Для соединения переключателя с приводом служит штанга.
Штанга для переключателей 35 кв выполняется или из дерева в виде четырехгранного бруска или из бумажно-бакелитовой трубки диаметром 50 мм. К одному концу штанги крепится металлическая втулка с прорезью а другой соединяется с приводом. Штанга для переключателя 110 кв или выполняется комбинированной и состоит из деревянного стержня и бумажно-бакелитовой трубки или изготовляется целиком из бумажно-бакелитовой трубки. Стержень и трубка а также две трубки соединяются бумажно-бакелитовой муфтой и текстолитовыми шпильками.
Технологию их сборки и монтажа не представляется возможным. Необходимо лишь отметить что сборку и монтаж таких переключателей и их приводов следует производить строго по заводскому исполнению а также руководствоваться указаниями заводских инструкций если они имеются.
6.7.Заготовка изоляция монтаж пайка и крепление отводов
Заготовка отводов. При любом виде ремонтных работ используют по возможности как существующие отводы так и их крепления.
Если в результате модернизации изменяется конструкция отводов то разрабатывают соответствующие чертежи по которым изготовляют как сами отводы так и детали их креплений а также производят их монтаж.
При разработке чертежей учитывают:
а) существующий магнитопровод к ярмовым балкам которого привязывают конструкцию крепления:
б) расположение и тип обмоток;
в) размещение концов и регулировочных ответвлений;
г) электрическую схему соединения обмоток;
д) устройство и расположение переключателей;
е) размещение вводов. Одновременно учитывают указания и нормы в отношении допустимых изоляционных расстояний от отводов до обмоток и до заземленных частей а также между самими отводами.
Заготовка новых отводов состоит в том что их отрезают по размеру выгибают шиногибом (рис. 5.17. и 5.18) или руками по шаблону и обрабатывают соответственно концы (расплющивают сверлят делают прорези лудят припаивают наконечники или демпферы и т.п.). Если отвод приходится выгибать руками то па месте загиба делают небольшую пометку зажимают отвод в тиски так чтобы пометка была у края губок тисков и начинают загибать отвод руками или с помощью трубы.
Шиногиб для изгиба плашмя шинного отвода
Шиногиб для изгиба реброшинного отвода
По мере загиба трубу постепенно отодвигают от края тисков пока отвод не примет нужную форму. Затем проверяют загиб по шаблону. В отдельных случаях отвод зажимают в тиски вместе с шаблоном и загибают его непосредственно по шаблону выравнивая деревянным молотком.
Если отвод изготовляется из гибкого кабеля то последний отрезается на 50 мм больше необходимого размера поскольку кабель не дает четких углов. Затем концы кабеля очищают от изоляции. Для этого на расстоянии 100-150 мм от конца делают круговой надрез по изоляции затем от места надреза делают продольный разрез и снимают изоляцию отдельными слоями вплоть до жилы кабеля. После зачистки конца кабеля часть изоляции примерло па 50 мм от очищенного места срезают на конус. Это делается для того чтобы после изоляции лайки в месте стыка повой и старой изоляции не получалось просветов. При изгибе кабельного отвода имеющего толстую изоляцию место изгиба мочат в горячей воде благодаря чему изоляция кабеля в месте изгиба не рвется и не даст трещин.
Отводы НН трансформаторов средних и больших мощностей соединяют со шпилькой ввода или шинным вводом при помощи гибких демпферов которые как было указано ранее набирают из медных лепт толщиной 03-05 мм. Одни концы лент спаивают между собой и с концом отвода твердым припоем а другие концы их пропаивают оловянистым припоем и делают в них отверстия для соединения с вводом.
Изоляция отводов. Изоляцию отводов если они подлежат изолировке выполняют кабельной или крепирован-ной бумагой а также лакотканыо. Отводы класса изоляции 6-35 кв обычно изолируют бумажно-бакелитовыми трубками с толщиной стенки 2 4 и 6 мм. Стыки трубок при толщине стенки 2 мм .изолируют крепирован-ной бумагой или лакотканью в полуперекрышку на толщину 15 мм на сторону и на длину 40 мм. У трубок имеющих толщины стенки 4 и 6 мм стык затачивают на конус на длину 30-40 мм и изолируют лентой из крепированной бумаги или лакоткани на толщину (сверх наружного диаметра трубки) 2 мм на сторону и на длину от места стыка по 60 мм в каждую сторону. Изолированный стык трубок не должен попадать между деревянными планками креплений. Он должен отстоять от крал планки для трубки с толщиной стенки 2 мм не менее чем на 25 мм а для трубки с толщиной стенок 4 и 6 мм не менее чем на 70 мм. В свою очередь стыки трубок нескольких параллельных отводов должны быть смещены один по отношению к другому не менее чем на 30 мм.
При изолировании отводов кабельной и крепированной бумагой и лакотканью в месте сочленения прерванной и последующей изоляции а также в месте перехода от меньшей толщины изоляции к большей изоляцию выполняют в виде конуса на длину равную 10-кратной толщине изоляции. Конструкция и толщина изоляции отводов определяются их классом изоляции а также положением по отношению к обмоткам и заземленным частям.
При изолировании мест паек изоляцию с обеих сторон пайки зачищают на конус чтобы изоляция места пайки сочленялась без просветов с предыдущей и последующей изоляцией.
Изолировать отводы а также места паек следует весьма тщательно. Изоляцию выполняют путем возможно более плотного наложения изолирующей ленты в полуперекрышку не допуская образования просветов пустот карманов пазух и т. д. в частности на сгибах и переходах. С этой целью в процессе изолировки все время обжимают и приглаживают рукой наложенные слои изолирующей ленты прижимая ее к предыдущим слоям. Изоляцию из бумаги и лакоткани закрепляют одним или двумя слоями полуперекрышку тафтяной или киперной ленты.
Если отводы не подлежат изолировке в частности шинные отводы то их покрывают (красят) глифталевым лаком.
Конструкция креплений отводов обычно представляет собой деревянную раму состоящую из системы продольных и поперечных планок с соответствующими отверстиями пазами и вырезами. Рама крепится к верхней и нижней ярмовым балкам которые имеют для этого соответствующие отверстия кронштейны и другие приспособления.
Крепления шинных отводов у печных а иногда и выпрямительных трансформаторов выполняют как правило бланками из листового гетинакса. При изготовлении креплений на месте заготовки для отдельных деталей обычно заказывают в деревообделочной мастерской или ремонтно-строительном цехе. Заготовки для деталей крепления изготовляются преимущественно из бука. Они должны быть высушены и проварены в трансформаторном масле.
Раму крепят к ярмовым балкам стальными болтами М-12 планки же скрепляют между собой при классе изоляции до 35 кв также стальными болтами а при 110 кв и выше - текстолитовыми или деревянными шпильками 19мм и прямоугольными гайками толщиной 19 мм и размером 35X50 мм.
После изготовления деталей делают контрольную сборку всей конструкции крепления и ее привязку к магнитопроводу чтобы проверить и убедиться в соответствии и правильности всех отдельных детален и их сочленений (рис.5.17 и 5.18).
Монтаж пайка и крепление отводов. После заготовки отводов и деталей креплений производят монтаж пайку и крепление как отдельных отводов так и всей схемы.
Все эти операции производят так чтобы ни одна из них не мешала другом. Исходя из этого требования монтаж сборку и панку отводов или выполняют до окончательной установки конструкции крепления или если она не мешает сначала устанавливают полностью или частично конструкцию крепления.
Схема агрегата для электропайки
-рубильник; 2-предохранитель; 3-трансформатор; 4-педальный выключатель; 5-электроклещи; 6-соеденительные кабели.
Одной из ответственных операций сборки является пайка отводов и схемы. В настоящее время пайка производится твердым припоем с помощью электропаяльных щипцов. В качестве припоя 'Применяется фосфористая медь.
Для электропайки используется небольшой электросварочный агрегат состоящий из однофазного трансформатора мощностью 3-10 ква электропаяльных щипцов с соединительным кабелем и педального выключателя (рис. 5.19-5.21). Напряжение трансформатора 2208 в. Пайка производится внахлестку. Длина нахлестки не меньше полуторной или двойной ширины проводника. Концы проводников подлежащих пайке обрабатывают напильником по всей плоскости так чтобы при наложении их друг на друга не получалось утолщений затем контактные поверхности зачищают наждаком чтобы место контакта было чистым плоским и гладким. Обработанные и зачищенные концы проводников укладывают для пайки один на другой внахлест и зажимают между угольными пластинами щипцов. Вблизи места пайки на проводники накладывают асбестовые компрессы а для защиты окружающих изолированных и деревянных деталей от загорания а также от попадания внутрь обмоток кусочков припоя и окалины устанавливают щиты и экраны из листового асбеста Когда папка подготовлена включают нажимом педали трансформатор: уголь начинает накаливаться а вместе с ним нагревается и место пайки.
Щипцы для электропайки
-гибкий кабель; 2-изоляция из асбеста; 3-медная шина; 4-стальная пробка; 5-шарнирный болт; 6-зажимная скоба; 7-винт зажимной скобы; 8-медная обойма; 9-угольные электроды
Трансформатор не следует включать надолго; его включают с перерывами то нажимая то отпуская педаль и таким образом постепенно но все сильнее нагревают место пайки. Место пайки нагревают до темно- вишневого цвета. Затем берут плоскогубцами пластинку припоя и водят ею со всех сторон по стыку двух проводников так чтобы припой расплавляясь протек между проводниками и заполнил собой все поры. При шайке меднофосфористым припоем буры не применяют а соответственно нагревая место пайки водят пластинкой фосфористой меди по стыку как указано выше.
Пайку продолжают вести с перерывами. Образующиеся при пайке наплывы и капли припоя необходимо удалять в момент самой пайки. Закончив пайку щипцы не снимают до тех пор пока проводники не потемнеют. Затем место папки смачивают водой а после его охлаждения обрабатывают напильником и наждачной бумагой тщательно заглаживая все острые утлы неровности заусенцы и т. п.
После установки отводов их пайки и изоляции мест пайки производят закрепление отводов т. е. монтируют конструкцию крепления если она не была смонтирована предварительно устанавливают дополнительную изоляцию в местах прохода отводов через соответствующие вырезы в деревянных планках и окончательно закрепляют как отдельные отводы так и всю конструкцию в целом.
Дополнительная изоляция в местах прохода отводов через крепления выполняется или из бумажно-бакелитовой трубки которая предварительно надевается на отвод еще до его выгиба и запайки или же из электрокартона толщиной 05-1 мм).
При закреплении отводов в планках после их затяжки должен оставаться промежуток для чего глубину выреза в планках делают на 2-3 мм меньше наружного диаметра отвода а также толщины шины с изоляцией если шина расположена вдоль планки. Ширина выреза должна быть несколько больше диаметра отвода или ширины шины (на 3-5 мм). При расположении шины на ребро она зажимается между двумя планками и глубина выреза в каждой планке должна быть меньше половины ширины шины а ширина выреза - немного больше толщины шины вместе с изоляцией.
После окончательного закрепления отводов и всей конструкции необходимо проверить чтобы концы всех шпилек и болтов не подходили близко к токоведущим частям а также в сторону бака. Как правило все металлические шпильки в конструкции крепления отводов и схемы обрезают в уровень с гайкой и зачищают все заусенцы. Неметаллические шпильки также подрезают но не в уровень с гайкой а оставляя место для перевязки их бечевкой.
При обрезке шпилек и зачистке мест обрезов необходимо обеспечить чтобы опилки не могли попасть па активную часть.
6.8. Контрольные испытания при сборке активной части
В процессе сборки активной части производят ряд испытаний.
Испытание обмоток на отсутствие виткового замыкания производят при частичной зашихтовке верхнего ярма (среднего пакета) непосредственно после насадки обмоток НН а затем и после насадки обмоток ВН. При испытании у двух обмоток НН разводят концы а на третью подают пониженное напряжение (5-10% номинального). Для замеров подаваемого напряжения а также тока включают вольтметр и амперметр. Амперметр включают сначала па ток не менее 20% номинального так как при частичной зашнхтовке верхнего ярма ток холостого хода может быть при этом значительно больше его нормальной величины. На такой же ток подбирают и соединительные провода. Подготовив испытание осматривают активную часть обращая внимание на отсутствие посторонних предметов а также соприкосновения оголенных проводников друг с другом и с заземленными частями. Магнитопровод при проведении испытаний должен быть заземлен. Убедившись в том что все в порядке включают напряжение и наблюдают за обмотками в течение 10-15 мин.
Если напряжение достаточно то через короткий промежуток времени контрольный виток задымит. Тогда трансформатор выключают контрольный виток снимают и затем снова включают напряжение.
Опыт холостого хода в однофазной схеме
а-закороченая фаза на стороне треугольника; б-закорочена фаза на стороне звезды с нулем.
Если дыма не появляется то время от времени выключают напряжение и проверяют на ощупь нагрев всех катушек или витков па всех обмотках. Убедившись после 10-15 мин что никаких ненормальных явлений не наблюдается испытание заканчивают.
После насадки обмоток ВЫ испытание повторяют подавая пониженное напряжение или на одну из обмоток БЫ или если для обмотки ВЫ имеющееся пониженное напряжение слишком мало то его подают на одну из обмоток НН. Необходимо следить чтобы концы всех остальных обмоток были разведены иначе может иметь место короткое замыкание.
Замеры коэффициента трансформации и сопротивлений обмоток постоянному току. До запайки схемы замеряют фазовые коэффициенты трансформации и сопротивления постоянному току обмоток фазы. С этой целью зачищают концы обмоток от пропиточного лака соединяют поочередно регулировочные ответвления на обмотке ВН и подавая на концы обмотки ВН низкое напряжение (127 220 380 или 525 в) замеряют напряжения как на обмотке ВН так и на обмотке НН.
Разделив значение напряжения ВН на значение напряжения НН получают фазовый коэффициент трансформации. Таким образом определяют коэффициент трансформации. на каждой фазе и на всех различных соединениях регулировочных ответвлений. Полученные значения коэффициентов трансформации не должны отличаться более чем на ±05% от расчетных и более чем на 1% для разных фаз. Сопротивления постоянному току обмоток замеряют мостов или постоянным током по методу амшермётра и вольтметра. Эти сопротивления определяют отдельно для обмоток ВН и обмоток НН каждой фазы. Значения сопротивлений постоянному току для одних и тех же обмоток разных фаз не должны отличаться Друг от друга более чем на 2%. Замеры как коэффициентов трансформации так и сопротивлений постоянному току производят приборами класса точности 02-05. Схемы и методика испытаний даны в п. 5.7 Поскольку указанные замеры производят до запайки схемы на временных соединениях необходимо обеспечить хороший контакт на всех соединениях а также повторить все замеры после запайки схемы и полной сборки активной части.
Специальные испытания при пониженном напряжении. После запайки схемы и сборки всей активной части повторяют замеры коэффициента трансформации и сопротивлений постоянному току а также производят три испытания с поочередным замыканием одной из фаз т. е. первое - при закороченной фазе-А или о второе- при закороченной фазе В или Ъ и третье - при закороченной фазе С или с (рис. 5.21а и б). Испытания производят при пониженном напряжении (5-10% номинального).
В схему включают амперметр вольтметр и ваттметр. Все приборы должны быть класса точности 05.
Схема по фазного опыта короткого замыкания трехфазного трансформатора
Указанные испытания позволяют выявить дефектную фазу если она имеется. Нормально значения токов и мощностей при подаче напряжений на АВ (закорочена фаза С) и затем на ВС (закорочена фаза 4) не должны отличаться друг от друга при одном и том же напряжении более чем на 1-2% значение же тока и мощности при подаче напряжения на АС (закорочена фаза В) должно быть на 30-40% больше чем на АВ и ВС. Если же одна из фаз имеет дефекты (витковое замыкание) например фаза А то только при ее закорочении не будет повышенного значения тока и мощности в двух же других случаях эта фаза участвует и будут иметь место повышенные значения тока и мощности.
6.9. Ревизия чистка и промывка активной части
После сборки активная часть подвергается сушке. Процесс и методика сушки даны в п. 5.5.
После сушки активную часть ревизуют чистят промывают и подготавливают к опусканию в бак.
Ревизия активной части состоит в том что проверяют и восстанавливают прессовку обмоток а также затяжку всех креплений поскольку в процессе сушки ослабляются как прессовка так и затяжка. Для этого между прокладками уравнительной и ярмовой изоляций забивают молотком через деревянную планку равномерно по всей окружности добавочные клинья из электрокартона. Клинья должны быть предварительно высушены. Расклиновку ведут при зачаленных и натянутых стропах. Если усушка произошла до 15 мм то расклнновку производят только вверху забивая два-три клина с таким расчетом чтобы последний клин с трудом входил под ударами молотка. При усушке более 15 мм расклиновку производят как снизу так и сверху причем раньше расклинивают низ а затем верх. Для расклиновки пользуются вспомогательным деревянным клином который забивают между ярмовой и уравнительной изоляциями. Это дает возможность забить в соседний ряд прокладок нужное количество клиньев. Таким образом обходят по окружности все ряды прокладок.
При расклиновке необходимо соблюдать следующие требовании:
а)Расклинивать обмотку до «отказа» так чтобы между изоляцией нельзя было просунуть даже лезвие ножа.
б)Клинья забивать целиком до конца и точно между прокладками чтобы они не выступали за края прокладок.
в)Весь столб прокладок вместе с клиньями должен быть расположен строго по прямой вертикальной линии без искривлений и смещений.
г)Расклиновку производить быстро чтобы активная часть после сушки не могла увлажниться.
После расклиновки закрепляют отводы и переключатели для чего затягивают гайки на всех болтах и шпильках причем затягивать гайки па деревянных или текстолитовых шпильках надо особо аккуратно. Отводы после их закрепления должны быть неподвижны. С этой целью если это необходимо производят подмотку отводов каперной лентой. Если регулировочные отводы подходят к переключателю сверху то их надо развести так чтобы они не мешали проходу штанги.
Затянув все гайки устраняют их самоотвинчивание для чего металлические гайки или раскернивают или закрепляют замками а все деревянные или текстолитовые шпильки перевязывают тонкой бичевкой.
После осмотра и устранения всех обнаруженных дефектов производят чистку и промывку активной части. Сначала аккуратно протирают ее тряпками не оставляющими ворса а затем мягкой кистью окуная ее предварительно в масло. После чистки промывают струей масла от насоса давлением 05-10 атм начиная с верхней части и постепенно переходя к нижней.
7 Испытания трансформаторов после ремонта и модернизации
7.1. Задача испытаний
Каждый трансформатор после того или иного ремонта а тем более модернизации подвергают так называемым «сдаточным» испытаниям. Целью этих испытаний являются проверка качества произведенного ремонта или модернизации а также уточнение параметров трансформатора.
7.2. Объем и нормы испытаний
Объем испытаний определяется характером произведенного ремонта или модернизации. В приложении 1 даны объем и нормы испытаний которым должен подвергаться трансформатор в зависимости от характера ремонта или модернизации. В местных условиях ремонта не всегда можно произвести некоторые испытания поэтому в объем и методику испытаний включены в основном лишь те из них которые предусмотрены ГОСТ 404-41
7.3. Общие указания при проведении испытаний
При проведении испытаний необходимо чтобы измерительные приборы были класса точности не ниже 02 или 05.
При испытаниях пользуются обычно комплектами измерительных приборов (КИП) из которых каждый расположен в своем чемодане и состоит из астатического вольтметра АСТ-В астатического амперметра по току - 25-600 А переменного тока и 25- 5 А- постоянного тока;
-по напряжению—150—600 в;
-по мощности -075-360 кет переменного тока и 075-3 А постоянного тока.
комплект КИП позволяет произвести замеры в указанных пределах тока напряжения и мощности одной фазы; при этом приборы соединяются по схеме показанной на рис. 5.
Трансформатор тока УТТ-5 дает возможность получить коэффициенты трансформации 155 А 505 А 1005 А 1505 А 2005 А 3005 А и 6005 А. Если ток 15 а и ниже то трансформатор тока включают в рассечку линии так что конец идущий от лилии присоединяется к зажиму а другой конец к зажиму 15А. При токе 50 А и ниже другой конец присоединяют к зажиму 50 а. Приборы во 'всех случаях присоединяют к зажимам У1 и У2 (рис. 5).
Если ток свыше 50 А то провод идущий от линии пропускают внутрь трансформатора тока так чтобы за— 150 А 6 раз —100 А. Чтобы не ошибиться надо считать не число витков снаружи а число проводов проходящих внутри трансформатора тока.
Если замеряемый ток 5 А: и ниже то амперметр и токовую обмотку ваттметра включают непосредственно в рассечку линии без трансформатора тока. Зажимы трансформатора тока к которым присоединяют приборы в момент включения схемы под напряжение должны быть замкнуты перемычкой которую затем с помощью крючка с изолированной ручкой откидывают с зажимов вниз (рис. 5.23).
Однофазная схема соединений приборов для измерения тока напряжения и мощности
При монтаже схемы необходимо обращать внимание на качество контактов как при присоединении проводов измерительным приборам так и при присоединении их к трансформатору. При всех измерениях следует фиксировать температуру обмоток трансформатора за которую при длительном его отключении (принимают температуру окружающего воздуха). Перед подачей напряжения необходимо обязательно проверить схему и убедиться в том что она собрана правильно и что исключена возможность каких-либо коротких замыкании. Трансформатор при его испытании должен быть заземлен; должны быть также заземлены металлические корпуса измерительных трансформаторов напряжения и тока регулировочных устройств испытательных трансформаторов и т.п.
В помещении в пределах которого производится испытание не должно быть посторонних лиц. Это помещение должно быть ограждено. Кроме того должны быть .вывешены вокруг соответствующие (Предупредительные плакаты. Включение и отключение напряжения при испытании должны производиться обязательно в резиновых перчатках и только по команде руководителя испытания. Наблюдать за показаниями (Приборов должно не менее 2 чел из которых одни дает команду о начале снятия показаний с тем чтобы эти показания были зафиксированы на всех приборах одновременно. Схему для испытания с установкой приборов монтируют па деревянном столе который покрывают листом кабельной бумаги. Лица производящие испытание должны стоять на резиновом коврике. Все пересоединения в процессе испытаний должны производиться только при отключенном напряжении.
7.4Описание и работа сиспытательным стендом
Назначение испытательного стенда.
ИС предназначен для электрических испытаний трехфазных двух обмоточных трансформаторов напряжением 6-10 кВ а также электрооборудования применяемого в сетях 10 кВ. Общая схема изображена на чертеже
Техническая характеристика.
Мощность испытываемых трансформаторов25-1600 кВа
Испытательный трансформаторном- 10025
Номинальная мощность25 кВа
Длительная мощность10 кВа
Предел напряжения200-100000 В
Применяемая блокировкадверная электрическая
З. Устройство ИС состоит из испытательного трансформатора комбинации приборов и коммутационного аппарата реостата кнопок управления системы блокировок и сигнализации сетчатого ограждения.
Подготовка к работе и включение в различных режимах работы ИС. Испытание повышенным напряжением.
Испытываемый трансформатор помещается внутрь сетчатого ограждения. Кнопкой КАВЩ на пульте управления ИС запираем ( опускаем заградительную штору.
При помощи струбцины переносного заземления сечением 25 мм заземляем корпус трансформатора и тем же проводником соединяем между собой нв шпильки А.В.С. «О» трансформатора. Перед подключением к корпусу трансформатора необходимо убедиться в надежности крепления струбцины переносного заземления с контуром заземления.
После проверки включенного состояния заземляющего ножа на вв выводе ИТ закорачиваем проводником от вв вывода ИТ вв шпильки фаз АВС испытуемого трансформатора.
Включаем двух полюсной рубильник ВТ укрепленный на стене т.е. собираем цепь подачи напряжения 380 В на ИТ.
Запираем входную механическую дверь на щеколду. При этом проверяем включенное состояние контактов концевого выключателя установленного между дверью и стационарным сетчатым ограждением.
Отключаем заземляющий нож высоковольтного вывода ИТ.
Включаем ИС кнопкой ОП на пульте управления. При этом загорается красная лампочка на сетчатом ограждении которая сигнализирует о готовности ИС к работе и о выключенной системе блокировки. О подаче напряжения на ИС свидетельствуют показания вольтметра 400 В и частотомера 50 Гц.
Проверяем отключенное положение реостата - регулирующая рукоятка должна находиться в крайнем левом минимальном положении белой риской вверх.
Копкой ВТ на пульте управления включаем ИТ. при помощи реостата плавно поднимаем напряжение на ИТ до требуемой величины контроль осуществляем по киловольтметру на панели управления.
Для обмоток ВН трансформаторов 100.4 кВ испытательное напряжение составляет 35 кВ для трансформаторов 60.4 кВ - 25 кВ. Для обмоток НН трансформаторов 6-10 кВ- 5 кВ.
Выдерживаем испытательное напряжение в течении одной минуты. В случае неисправности испытываемого трансформатора стенд автоматически отключая. При этом может появиться дым треск вибрация щелчки в испытываемом трансформаторе.
7.5 Определение коэффициента трансформации.
Испытываемый трансформатор находиться внутри сетчатого ограждения.
Закрываем блокировочную штору.
Подключаем наконечники испытательного кабеля на вв вводы АВС трансформатора. В целях безопасности на вв вводы одеваем защитные колпачки из электрозащитного материала.
Включаем вилку кабеля в розетку 380 В которая находиться слева на стене при этом на вв вводах трансформатора появляется напряжение 400 В.
7.6 Определение тока и потерь холостого хода трансформатора.
Испытываемый трансформатор внутри сетчатого ограждения штора заперта.
Подключая наконечники испытательного кабеля согласно фазировки на нв выводы а в с трансформатора.
Включаем вилку кабеля в розетку 380 В XX справа на стене.
Запираем входную дверь на щеколду.
Включаем ИС кнопкой ОП на пульте управления при этом загорается красная лампочка сигнализации блокировки.
Кнопкой XX на пульте управления подаем напряжение 400 В на нв вводы АВС.
По вольтметру на пульте управления определяем напряжение - 400 В.
По вольтметру и амперметру на измерительном комплекте К-50 определяем соответственно мощность и ток холостого хода трансформатора на фазах АВС.
Общий ток холостого хода определяем как среднее арифметическое токов отдельных фаз:
Общие потери холостого тока трансформатора определяем как сумму потерь отдельных фаз:
7.7. Определение группы соединения трансформатора:
Испытываемые трансформатор внутри сетчатого ограждения блокировочная дверь заперта.
Соединяем проводником вводы А-а трансформатора.
Одеваем наконечник испытательного кабеля на вв вводы АВС.
Включаем вилку кабеля в розетку 380 В Ктр слева на стене.
При помощи вольтметра измеряем напряжение АВ ВС АС Вв Вс Сс Св. При этом напряжение АВ является базисным с ним сравниваем остальное напряжение.
По таблице по измеренным напряжениям определяем группу соединения.
1. Состояние безопасности труда при работе в мастерской по ремонту трансформаторов
На территории ремонтной мастерской к работе по ремонту трансформаторов допускаются лица достигшие 18 летнего возраста прошедшие предварительный медицинский осмотр прошедшие специальную подготовку в специализированных учебных заведениях на курсах при предприятии или в учебном комбинате и имеющие запись в удостоверении на право ведения работ.
Работник при приеме на работу должен пройти вводный инструктаж у инженера по ТБ.
При первичном инструктаже на рабочем месте руководитель подразделения знакомит работника по разработанной программе с безопасными приемами труда требованиями ТБ правилами личной гигиены.
Перед выпуском к самостоятельной работе работник должен пройти:
-первичный инструктаж на рабочем месте;
-проверку знаний настоящей инструкции по ОТ;
-инструкции по оказанию первой помощи пострадавшему в связи с несчастным случаем; по применению средств защиты необходимых для безопасного выполнения работ;
-правил пожарной безопасности и инструкции по безопасному проведению работ.
Допуск к работе на испытательной установке должен оформляться соответствующим распоряжением по подразделению.
Работнику после проведения проверки знаний выдается удостоверение в котором должна быть сделана соответствующая запись о проверке знаний по ОТ ППБ ПТЭ инструкций и правил. На предприятии имеются журналы по регистрации инструктажей по охране труда и нарядов допуска также имеются акты:
-проверка сопротивлений заземляющих устройств для электротехнического оборудования от статического электричества;
-проверка сопротивления изоляции проводников.
У работников ремонтной мастерской имеются удостоверения по группам допуска электробезопасности.
Наличие чертежей схем заземляющих устройств на предприятии есть. Имеются плакаты (знаки) безопасности при выполнении ремонтно-монтажных работ но их количество недостаточно. Также имеются в полном комплекте приборы для проверки напряжения.
Трансформаторная ремонтная мастерская полностью укомплектована пожаро-техническим оборудованием и средствами тушения пожара (ящики с песком огнетушителями ведрами лопатами бочками с водой ломами баграми и другим оборудованием).Производственный корпус в котором находится трансформаторная ремонтная мастерская имеет душевые комнаты и туалеты.
Работникам трансформаторной ремонтной мастерской выдаются спецодежда (комбинезоны) и спецобувь. Спецодежда не должна иметь металлических (стальных) пряжек пуговиц и другой фурнитуры а обувь стальных гвоздей подковок и набоек.
2. Рекомендации по устранению отмеченных недостатков
По результатам анализа первого раздела (отмеченных недостатков) составляется таблица 6.1 по программе безопасности.
Таблица 6.1 – Рекомендации по улучшению условий труда
Приобрести плакаты по безопасности при выполнении ремонтно-монтажных работ
3. Инструкция по охране труда при обслуживании
испытательного стенда
3.1. Общие требования.
) К работе на испытательной установке допускаются лица не моложе 18лет прошедшие предварительный медицинский осмотр прошедшие специальную подготовку в специализированных учебных заведениях на курсах при предприятии или в учебном комбинате и имеющие запись в удостоверении на право ведения работ.
-проверку знаний настоящей инструкции по ОТ; инструкции по оказанию первой помощи пострадавшему в связи с несчастным случаем;
- по применению средств защиты необходимых для безопасного выполнения работ;
Работнику после проведения проверки знаний выдается удостоверение в котором должна быть сделана соответствующая запись о проверке знаний по ОТ ППБ ПТЭ инструкций и правил указанных в пункте 12.
Работнику имеющему право работать на стационарной испытательной установке у которой токоведущие части закрыты сплошным или сетчатым ограждением а двери снабжены блокировкой допускается работать единолично в порядке текущей эксплуатации с использованием типовых методик испытаний и иметь 3 группу по электробезопасности.
Работник в процессе работы обязан проходить:
-проверку знаний настоящей инструкции по ОТ;
-инструкцию по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями;
-по применению средств защиты необходимых для безопасного выполнения работ один раз в год;
-медицинский осмотр один раз в два года.
). Лица получившие неудовлетворительную оценку при квалифицированной проверке к самостоятельной работе не допускаются и не позднее одного месяца должны пройти повторную проверку. При нарушении правил ТБ в зависимости от характера нарушений проводится внеплановый инструктаж или внеочередная проверка знаний.
Работник обязан отметить свой приход на работу а по окончании рабочего дня - уход с работы у начальника или мастера участка.
Работника появившегося на работе в нетрезвом виде начальник цеха участка или мастер не должен допускать к работе в данный рабочий день.
). В процессе работы на рабочем месте могут быть следующие опасные и вредные производственные факторы:
-опасность поражения электрическим током;
-опасность возгорания трансформаторного масла;
-опасность взрыва испытываемого оборудования.
Работник должен знать места расположения первичных средств пожаротушения и уметь правильно их использовать.
Работник должен немедленно известить своего непосредственного или вышестоящего руководителя о любой ситуации угрожающей жизни и здоровью людей о каждом несчастном случае произошедшем на производстве.
Каждый работник должен знать местонахождение аптечки и уметь ею пользоваться.
При обнаружении неисправности приспособлений инструмента приборов и средств защиты работник должен сообщить об этом своему непосредственному руководителю. ЗАПРЕЩАЕТСЯ: работать с неисправными приспособлениями приборами инструментом и средствами защиты.
Работник должен знать:
-устройство испытательной установки
-требования предъявляемые к испытательной установке
-правила ТБ ПТЭ ППБ при обслуживании испытательной установки.
). Производитель работ занятый испытаниями электрооборудования а также работники проводящие испытания единолично с использованием стационарных испытательных установок должны пройти месячную стажировку под контролем опытного работника.
3.2. Требования безопасности перед началом работы.
Перед началом работ необходимо:
-получить задание на проведение работы у начальника или мастера целевой инструктаж по безопасному выполнению работ.
-проверить исправность предохранительных защитных и блокировочных устройств заземления оборудования. Рабочее место работника испытательной установки должно быть отделено от той части установки которая имеет напряжение выше 1000В должно быть снабжено блокировкой обеспечивающей снятие напряжения с испытательной схемы в случае открытия двери и невозможность подачи напряжения при открытых дверях проверить исправность устройств сигнализации.
На рабочем месте должна быть предусмотрена раздельная световая сигнализация извещающая о включении напряжения до и выше 1000В и звуковая сигнализация извещающая о подаче испытательного напряжения. При подаче испытательного напряжения работник должен стоять на изолирующем коврике.
3.З. Требования безопасности во время работы.
). Во время испытаний необходимо выполнять следующие требования:
-испытываемое оборудование испытательная установка и соединительные провода между ними должны находиться внутри сплошного сетчатого ограждения снаружи сплошного сетчатого ограждения должны быть вывешены предупреждающие плакаты «Испытание. Опасно для жизни» при каждом испытании необходимо проверять надежность крепления струбцины переносного заземления к заземляющему контуру а также целостность цепи между контактом заземляющего ножа высоковольтного вывода испытательного трансформатора и заземляющим контуром все приборы используемые при испытаниях должны иметь клеймо Госповерки не допускается пользоваться приборами имеющие истекшие сроки поверки сечение медного провода применяемого в испытательных схемах для заземления должно быть не менее 4мм присоединение испытательной установки к сети напряжением 380В должно выполняться через коммутационный аппарат с видимым разрывом цепи или через штепсельную вилку расположенные на месте управления установкой увеличивать испытательное напряжение следует плавно без толчков.
В случае возникновения треска искрения появление дыма на испытательном оборудовании испытательную установку необходимо немедленно отключить.
Перед каждой подачей испытательного напряжения необходимо проверить правильность сборки схемы и надежность рабочих и защитных заземлений.
3.4. Требования безопасности в аварийной ситуации.
Рабочий должен немедленно прекратить проведение работ в следующих случаях:
-при возникновении пожара вблизи места проведения работ;
при несчастном случае происшедшем с ним или работающими рядом людьми.
При этом рабочий обязан:
-немедленно голосом предупредить работающих вблизи людей о грозящей опасности.
Потребовать чтобы они немедленно покинули аварийную территорию самому покинуть опасную территорию.
при возникновении пожара немедленно должны быть приняты меры к тушению с помощью первичных средств имеющихся на месте производства работ а также должна быть вызвана пожарная охрана.
При происшедшем несчастном случае немедленно принять меры по освобождению и выносу пострадавшего в безопасное место. Оказать ему первую доврачебную помощь вызвать медицинских работников и поставить в известность о происшествии руководителя.
3.5. Требования безопасности по окончании работы
С момента снятия заземления с вывода установки вся испытательная установка включая испытываемое оборудование и соединительные провода должна считаться находящейся под напряжением и проводить какие- либо пересоединения в испытательной схеме и на испытательном оборудовании не допускается.
После окончания испытаний необходимо снизить напряжение испытательной установки до нуля отключить ее от сети напряжением 380220В заземлить высоковольтный вывод ус книжки и сообщить об этом работающим рядом словами «Напряжение снято».
Только после этого допускается пересоединять провода или в случае полного окончания испытания отсоединять их от испытательной установки.
После испытания оборудования со значительной емкостью с него должен быть снят остаточный заряд специальной разрядной штангой.
4 Расчет заземляющего устройства
Расчет ведем согласно методике 8.
Для черноземного грунта удельное сопротивление ρ=200. защищаемое молниезащитой здание относится ко второй категории. Для второй категории молниезащиты допустимое значение сопротивления заземляющего устройства относительно земли принимается равным RД=10. Длина стержня должна быть на 13 больше глубины промерзания грунта. Для Курской области принята глубина промерзания 17. 13 от глубины промерзания будет равна 173=057 тогда минимальная длина заземлителя будет равна lmin=17+057=227. Принимаем длину стержня l=25. Диаметр заземлителя не должен быть менее 10.
Величина расстояния от поверхности земли определяется следующим образом:
где - расстояние от поверхности земли ;
- глубина заложения верхних головок заземлителей 05 08.
Принимаем h=06 диаметр заземлителя принимаем d=50 (d=005). Тогда
Определяем численное значение сопротивления одного заземлителя:
где ρ – удельное сопротивление грунта ;
d – диаметр заземлителя ;
tc – расстояние от поверхности земли до средины заземлителя .
Определяем число заземлителей в заземляющем устройстве:
где Rд – допустимое сопротивление заземляющего устройства ;
Rо.з – сопротивление одного заземлителя ;
сез – коэффициент сезонности 9;
экр – коэффициент экранирования (экр=05 08) 9.
Принимаем n=13 заземлителей (округляем в большую сторону согласно).
При линейном расположении заземлителей для их соединения между собой потребуется полоса длинной ln. Расстояние между заземлителями l=25.
Число промежутков между заземлителями определяется по формуле:
где n – число заземлителей заземляющего устройства .
Тогда общая полоса будет равна:
k – число промежутков между заземлителями.
Полоса которая соединяет заземлители в единое заземляющее устройство находится в стене. Сечение токопровода и заземлителя проложенные в стене принимают для прямоугольного сечения при толщине 4. Тогда ширина полосы будет равна b=1404=40. Общий вид заземляющего устройства изображен на чертеже ДП 00.000.
Сопротивление полосы ln=30 при условии чтои ln>d уложенной горизонтально определяется по формуле:
hп – глубина заложения полосы (hп=h=05);
d – диаметр горизонтального заземлителя .
горизонтальный заземлитель имеет прямоугольное сечение и оно переводится в круглое сечение по формуле:
где b – ширина полосы (b=35).
Общее сопротивление вертикальных заземлителей и горизонтальной соединительной полосы определяется по формуле:
где Rо.з – сопротивление одного заземлителя ;
Rп – сопротивление горизонтальной соединительной полосы ;
в – коэффициент использования вертикальных заземлителей 9;
г - коэффициент использования горизонтальных заземлителей 9;
n – число вертикальных заземлителей .
Полученное значение Rобщ=62 меньше допустимого RД=10 следовательно выбранные параметры заземляющего устройства отвечают принятым условиям примера.
5. Безопасность в чрезвычайных ситуациях
Районные электрические сети расположены на расстоянии 60 км от Курской АЭС и не входит в тридцати километровую зону безопасности что понижает опасность последствий аварии на ней. Угрозы затопления не существует поскольку в близи хозяйства нет крупных рек и озер. В электросетях составлен план мероприятий по ГО и ЧС. По территории районных электросетей источников повышенной опасности таких как газопровод и линии высоковольтных передач не проходит.
В случае радиоактивного заражения проводится комплекс мероприятий по защите людей. Он включает в себя организационные инженерно-технические мероприятия направленные на предотвращения или ослабления воздействий радиоактивного заражения. Специальные убежища на случай опасности на сегодняшний день в электросетях есть и находятся в производственном корпусе. Также имеются запасы хлорной извести которую используют для дезактивации территории оборудования и сооружения.
В электросетях имеются средства индивидуальной защиты но их количество недостаточно.
На сегодняшний день уровень радиации не превышает допустимых пределов естественного фона.
ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА
1 Характеристика загрязняющих веществ в процессе
ремонта силовых трансформаторов
В процессе ремонта силовых трансформаторов теряется определенное количество трансформаторного масла. Это может привести к уходу загрязненных неочищенных стоков грунт с загрязнением подпочвенных горизонтов воды и окружающей территории. Чтобы этого не происходило в аппаратной маслохозяйства и на участке разборки устанавливаются специальные маслосборники которые препятствуют утечке трансформаторного масла.
2 Расчет воздухообмена помещения
Характеристика производственных помещений по категориям работ (в нашем случае это мастерская по ремонту трансформаторов) в зависимости от затраты энергии устанавливается в соответствии с ведомственными нормативами исогласованными в установленном порядке исходя из категории работ выполняемых 50% и более работников. В районах с повышенной относительной влажностью наружного воздуха допускается при естественной вентиляции зданий и сооружений принимать при определении требуемого воздухообмена для теплого периода года относительную влажность воздуха в рабочей зоне на 10% выше.
Объем отсасываемого воздуха (О м) определяется по формуле:
где -кратность воздухообмена в помещении. Применительно к мастерской по ремонту трансформаторов значения приведены в таблице 7.1.
F-площадь помещения м
h-высота помещения м.
Таблица 7.1 - Кратность воздухообмена в помещении
Количество свежего воздуха (V м) которое должно поступить в помещение определяется по формуле:
где О- объем отсасываемого воздуха м;
- время вентиляции минут;
С- концентрация углекислого газа в помещении ко времени %;
С- концентрация углекислого газа в свежем воздухе %;
С- начальная концентрация углекислого газа в помещении %.
3. Расчет платы за размещение отходов
3.1 Определение размера платы за лимитное и сверхлимитное размещение
Отходы подразделяются на промышленные бытовые и сельскохозяйственные токсичные и нетоксичные.
Индекс опасности (И) определяется с учетом индекса токсичности(К)по формуле:
где индекс токсичности
В формулах (7.3) и (7.4) n –выбранное число компонентов имеющих минимальные значения индекса токсичности К;
ПДК- предельно допустимая концентрация химических веществ в отходах;
S-коэффициент отражающий растворимость вещества в воде(величина безразмерная);
С- содержание компонентов в общей массе отходов тт.
Таблица7.2 – Классификация опасности отходов
Размер платы за размещение отходов на санкционированные свалки т.е в пределах установленных природопользователю лимитов (руб) определяется по формуле
где М -масса размещаемого отхода т;
Н -базовый норматив платы с учетом вида отхода руб.т.(таб.3)
Э -коэффициент экологической значимости территории
n –число видов отходов.
При размещении отходов на территории принадлежащих природопользователям плата вычисляется (П руб.) по формуле:
Размер платы за сверхлимитное (на несанкционированные свалки) размещение токсичных и нетоксичных отходов (Пруб.) устанавливается по формуле:
где -величина превышения фактической массы размещенных отходов над установленными лимитамит.
Общий размер платы определяется по выражению (Пруб.)
Таблица7.3 - Нормативы платы за размещение отходов производства и
Вид отходов (по классам опасности для окружающей среды)
Нормативы платы за размещение 1 еденицы измерения отходов в пределах установленных лимитов размещения отходов
Отходы 1 класса опасности (чрезвычайно опасные)
Отходы 2 класса опасности (высокоопасные)
Отходы 3 класса опасности(умеренно опасные)
Отходы4 класса опасности (малоопасные)
Отходы 5 класса опасности (практически неопасные):
добывающей промышленности
перерабатывающей промышленности
На предприятии ежегодно накапливается 40 тонн производственных отходов. Из них 20тонн отходов 3 класса токсичности вывозится на городскую (санкционированную) свалку 10 тонн отходов 4 класса токсичности отправляются на необорудованную (несанкционированную)свалку и 10 тонн нетоксичных отходов складируются на территории предприятия.
Базовый норматив платы за отходы 3 класса – 497 рубт 4 класса – 2484 рубт нетоксичные отходы – 04 руб.т (табл.3)
Коэффициент экологической значимости территории для почв Курской области Э=2 (табл.2)
Определяем размер платы за размещение 20 тонн отходов 3 класса токсичности на городской санкционированной свалке:
Определяем размер платы за размещение 10 тонн отходов 4 класса токсичности размещенных на несанкционированной свалке:
За размещение 10 тонн нетоксичных отходов на территории предприятия плата определяется:
Суммарная величина платежей за размещение отходов определяется:
4. Оценка выбросов загрязняющих веществ от различных
производственных участков
4.1. Механическая обработка металлов.
При механической обработке металлов выделяются твердые частицы (пыль металлическая). Валовой выброс (Мтгод) загрязняющего вещества от каждого станка определяется по формуле
где - удельное выделение загрязняющего вещества при работе i-й единицы
оборудования (станка) в течение 1 сек. в гр.
t - «чистое» время работы единицы оборудования в день час;
n – количество дней работы станка.
Данные по работе оборудования представлены в табл.4
Таблица7.4 - Выбросы неорганической пыли от станков при обработке металлов
Валовой выброс пыли Мтгод
4.2.Окрасочный участок. На окрасочных участках лакокрасочные покрытия могут наноситься различными способами: распылением электро-осаждением окунанием струйным обливом. Валовый выброс аэрозоля краски ( Мктгод) при окраске различными способами находится по формуле
где - количество израсходованной краски за год в кг;
- количество сухой части краски в % ;
бк - доля краски потерянной в виде аэрозоля в %.
Валовый выброс летучих компонентов в растворителе и краске (Мртгод ) если окраска и сушка проводится в одном помещенииопределяется по формуле
где - количество растворителя израсходованного за год в кг;
- количество различных летучих компонентов в растворителе в %;
- количество израсходованной краски за год кг;
- количество летучей части краски в % ;
- количество различных летучих компонентов входящих в состав краски
При проведении окраски и сушки в разных помещениях валовые выбросы (Мтгод) рассчитываются по формулам
для окрасочного помещения(7.12.)
для помещения сушки(7.13.)
где Мр определяется по формуле (7.11.) а показатели находятся из табл.7.5.
Общая сумма валового выброса однотипных компонентов (Мобтгод) находится по формуле:
Пример расчета. Способ окраски- пневмораспыление. Расход материалов: эмаль НЦ-25 - 500 кггод; растворитель 646 - 300 кггод. Валовый выброс аэрозоля краски (эмали НЦ-25) определяем по формуле (7.10): Мк=005 1 тгод. Валовый выброс летучих компонентов в растворителе и краске при окраске и сушке в одном помещении устанавливаем по формуле (3.27.) для каждого 3В: ацетон-004- тгод спирт бутиловый - 00945 тгод бутилацетат - 0063 тгод толуол -0298 тгод спирт этиловый - 00795 тгод 2-этоксиэтанол -00504 тгод. При окраске и сушке в разных помещениях выбросы загрязняющих веществ составят (тгод):0441.
Таблица 7.5 - Доля выделения загрязняющих веществ
Выделение вредных компонентов
Доля краски (%)потерянной в виде аэрозоля при окраске
Доля растворителя (%) выделяющегося при окраске
Доля растворителя (%) выделяющегося при сушке
Пневмоэлектростатическое
Гидроэлектростатическое
Выводы: В данном экологическом обосновании проекта мы дали оценку загрязняющих веществ в процессе ремонта силовых трансформаторов провели необходимый расчет воздухообмена в помещении рассчитали плату за размещение отходов производства определили оценку выбросов от различных участков ремонта силовых трансформаторов. При соблюдении всех правил сантехнической противопожарной бытовой безопасности- сводится к минимуму опасность экологического загрязнения окружающей среды.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОЕКТА
1 Абсолютные технико-экономические показатели в
Стоимость основных производственных фондов подсчитывается по
где С и С - соответственно стоимость здания и установленного
Спи - стоимость приборов инструментов приспособлений
Стоимость здания равна
где - средняя стоимость строительно-монтажных работ отчисленная
к 1 метру производственной площади = 4500рубм2;
- площадь занимаемая зданием м2.
= 4500 5376= 2419200руб.
Стоимость установленного оборудования приборов инвентаря рассчитывается следующим образом:
где и - соответственно удельная стоимость оборудования и
приборов приспособлений инвентаря
Стоимость основных производственных фондов определяется
2 Расчет плановой калькуляции себестоимости технических обслуживаний и текущего ремонта
Цеховая себестоимость рассчитывается по формуле:
где - полная заработная плата рабочих руб;
- нормативные затраты на запасные части руб.;
- затраты на ремонтные материалы руб.;
- затраты на материалы послужившие в порядке кооперации руб.
Полная заработная плата будет равна:
где - основная заработная плата рабочих руб;
- дополнительная заработная плата =01;
- отчисления на социальное страхование.
Зарплата производственных рабочих подсчитывается по формуле:
где - нормативная трудоемкость ремонта чел. ч;
- часовая ставка = 5 руб = 535руб. К - коэффициент доплаты за сверхурочные работы = 103.
Затраты на ремонтные материалы определяется из действующих норм на ремонт трансформаторов = 533руб.
где n - количество ремонтов за 1 год на данном предприятии n =500.
Общепроизводственные затраты определяем по статьям расходов. Основная зарплата общепроизводственного персонала определяем по формуле:
Дополнительная заработная плата:
Отчисления из зарплаты на социальное страхование определяем по
- стоимость здания руб.
Амортизация оборудования составляет 10% от стоимости оборудования:
Амортизация приборов инструментов составляет 13% от Спи:
Стоимость текущего ремонта здания составляет 15% от:
Стоимость текущего ремонта оборудования составляет 04% от стоимости Соб:
Затраты на электроэнергию определяем по формуле:
где - годовая потребность электроэнергии кВт ч.
где N - мощность электродвигателей установленных в мастерской
N=16085 кВт; - коэффициент использования оборудования = 07.
Стоимость вспомогательных материалов определяем по формуле:
Отчисления на охрану труда -5% от Рср; на изобретательскую и рационализаторскую деятельность 4% от Рср:
Сц = 80208 + 10543 + 11684 + 228240 + 28476 + 97552 + 48600 + 58320 + 25272 +
+ 29160 + 23328 + 152481 + 880 + 700 = 795444руб.
3 Определение валой продукции и прибыли предприятия
Стоимостное выражение валовой продукции определяем по формуле:
где - валовая продукция руб.;
- годовая производственная программа;
- оптовая цена соответствующего обслуживания. По данным экономического отдела районных электрических сетей оптовая стоимость: =5800руб; =14350 руб;=37650 руб=80500 руб.
Тогда валовая продукция будет равна:
Плановая прибыль предприятия определяется по формуле:
Срок окупаемости будет равен:

Записка(-4п).doc

Развитие энергосистем страны приводит к увеличению общего объема электрооборудования что приводит к интенсификации работ по техническому обслуживанию а также повышает значимость задач защиты окружающей среды. При этом существенно возрастает роль правильной эксплуатации электротехнического оборудования. Возрастание требований к качеству электроснабжения и усложнение конструкции электротехнического оборудования предъявляют качественно новые требования к эксплуатации последнего.
В этом свете особое значение приобретают силовые трансформаторы: трансформатор — один из основных элементов энергетической системы его характеристики и надлежащая эксплуатация во многом предопределяют результаты деятельности энергетических предприятий. Только решив задачу надлежащей эксплуатации трансформаторов персонал энергосистем может справиться с выполнением своих основных обязанностей определенных Правилами технической эксплуатации т. е. обеспечивать бесперебойное электроснабжение потребителей поддерживать необходимое качество отпускаемой электроэнергии выполнять диспетчерские графики нагрузки передачи и распределения энергии потребителям и межсистемных перетоков обеспечивать максимальную экономичность производства передачи и распределения электроэнергии и защиту окружающей среды и людей от вредного влияния производства.
В дипломе переработан весь комплекс вопросов связанных с техническим обслуживанием и ремонтом трансформаторов в энергосистемах включая организационную сторону эксплуатационно-ремонтного обслуживания обслуживание изоляции и проведение профилактических испытаний вопросы надежности трансформаторов.
При этом обобщен многолетний опыт эксплуатации и ремонта накопленный отечественной электроэнергетикой.
В дипломе сформулированы рекомендации направленные на повышение надежности и экономичности эксплуатации трансформаторов
1Производственно-хозяйственная характеристика и
состояние хозяйства и объекта проектирования
Центральная ремонтно-производственная база электросетей представляет собой производственное подразделение обслуживающее предприятие электросетей с объемом 15000 и более условных единиц. В состав центральной ремонтно-производственной базы входят производственный корпус включающий в себя помещения бригад централизованного ремонта (БЦР) помещение оперативно-выездных бригад механическую мастерскую деревообделочную мастерскую ремонтно-строительный цех мастерскую службы релейной защиты электроавтоматики и телемеханики электрическую лабораторию гараж склад мастерскую по ремонту РЗС и ЭО трансформаторно-ремонтную мастерскую. Также на территории центральной ремонтно-производственной базы находятся склады: деревянных опор ремонтируемых трансформаторов малой мощности ремонтируемых трансформаторов большой мощности бетонных опор и силовых кабелей; склад готовых трансформаторов. Имеются стоянки для автомобилей строительной и крупногабаритной техники боксы для автомобилей ОВБ АЗС и слесарная мастерская. Территория центральной ремонтно-производственной базы расположена в Сеймском округе города Курска Курской области. Центральная ремонтно-производственная база прилегает к улице Заводская. Подъездные пути к центральной ремонтно-производственной базе имеют дороги с твердым покрытием.
В зимнее время почва в среднем промерзает на глубину 40 50 см. На чертеже ДП.00.000.ГП изображена схема планировки центральной ремонтно-производственной базы изображением подъездных путей к ней и железной дороги.
Для хранения ремонтируемых трансформаторов в хозяйстве применяются открытые площадки. Завоз ремонтируемых трансформаторов большой мощности осуществляется по железной дороге к трансформаторной ремонтной мастерской.
На стационарных участках выполняются операции по приемке хранению трансформаторов и выдачу трансформатора в ремонт осуществляют контроль над ремонтируемыми трансформаторами и учет ремонтируемых трансформаторов.
Для оборудования трансформаторно-ремонтной мастерской установлены следующие виды технического обслуживания: ежемесячное первое и второе. Ежемесячное техническое обслуживание проводится в начале каждого рабочего дня. Сведения по техническому обслуживанию оборудования трансформаторно-ремонтной мастерской содержится в нормативно-технической литературе.
ОРГАНИЗАЦИЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1 Объем и периодичность обслуживанию
2.1 Задачи и основные составляющие комплекса работ по обслуживанию трансформаторов.
В составе комплекса обслуживания трансформаторов можно выделить три слагаемых: оперативное обслуживание техническое обслуживание система планово-предупредительных ремонтов.
Все слагаемые комплекса обслуживания трансформаторов являются неотъемлемой частью производственного процесса выработки передачи и распределения электрической энергии. Это определяется прежде всего спецификой электроэнергетики — непрерывностью производственного процесса. Тесная взаимосвязь производства электроэнергии и ремонтно-эксплуатационного обслуживания повышает значимость как организации так и непосредственного проведения мероприятий комплекса. Особо важно обеспечить сочетание непрерывного характера производства передачи и распределения электроэнергии с цикличностью ремонта т. е. выдержать минимальную длительность перерывов в работе трансформаторов как вследствие отказов так и в связи с проведением плановых ремонтов.
Мероприятия оперативного обслуживания — это прежде всего ведение надлежащего режима работы трансформатора включая регулирование ввод и вывод его из работы при соблюдении допустимых температурных и нагрузочных режимов а также ограничений по уровню напряжения. Сюда же относится проведение периодических и внеочередных осмотров периодическая фиксация фактических значений параметров характеризующих режим трансформатора и анализ полученных значений выполнение организационно-технических мероприятий по обеспечению безопасного технического обслуживания и ремонта трансформатора.
К мероприятиям технического обслуживания относятся профилактический контроль состояния изоляции и контактной системы а также устройств охлаждения регулирования и пожаротушения выполняемый вне комплекса планово-предупредительного ремонта; работы по поддержанию надлежащего состояния изоляционного масла в трансформаторе в баке устройства переключения под нагрузкой и во вводах в том числе мероприятия по восстановлению качества масла (сушка регенерация) и по доливке его; смазка и прочий уход за доступными вращающимися и трущимися узлами подшипниками устройств регулирования и охлаждения; периодическое опробование резервного вспомогательного оборудования настройка проверки и ремонты вторичных цепей и устройств защиты автоматики сигнализации управления.
К мероприятиям системы планово-предупредительного ремонта относятся текущий и капитальный ремонт и связанные с этими работами испытания и измерения.
Все работы входящие в комплекс обслуживания трансформатора могут быть как плановыми так и внеочередными. Плановые работы — регулярно выполняемые с заранее определенным объемом и сроками проведения; внеплановые работы могут потребоваться в связи с отказом трансформатора или его элемента выявлением дефекта и т. д.
Система планово-предупредительных ремонтов. Необходимость в системе планово-предупредительных ремонтов (ППР) вызвана неизбежным износом оборудования в ходе его эксплуатации сопровождающимся постепенным расходованием первоначальных ресурсов электрической и механической прочности и как следствие приводящим к нарастанию вероятности отказа. Своевременный ремонт т. е. восстановление прочности агрегата или детали снижает вероятность износового отказа и тем самым повышает надежность работы оборудования. Таким образом цель ППР — обеспечение надежной эксплуатации оборудования с поддержанием основных характеристик оборудования на уровне нормативных значений.
Если пренебречь повышенной вероятностью отказа в начальный период эксплуатации и сразу после ремонта (приработочные и случайные отказы вследствие дефектов изготовления некачественного ремонта) то характер изменения во времени вероятности безотказной работы оборудования при применении системы ППР в идеализированном виде выглядит так как показано на рис. 2.1.
Зависимость вероятности безотказной работы оборудования R от продолжительности эксплуатации t с учетом проведения ППР
-основной вариант стратегии ремонта; 2-случай превышения нормативного межремонтного периода или сниженной надежности после ремонта;
-ремонт с увеличением ресурса надежности
В начальный период времени Т0 т. е. в интервале от 0 до t0 износовые отказы почти не проявляются и вероятность безотказной работы практически соответствует первоначальному значению Л0. После того как оборудование проработало в течение времени Т0 влияние износа начинает заметно проявляться и вероятность безотказной работы снижается до R1 к моменту времени t1. Если в момент t1 вывести оборудование в ремонт то можно восстановить первоначальное значение вероятности безотказной работы R0.Предполагая что характер износа оборудования в последующий период эксплуатации не изменится можно ожидать что к моменту t2 (интервал t1 — t2 равен интервалу 0 —t1) вероятность безотказной работы вновь снизится до R1.Повторяя подобные восстановительные ремонты через равные промежутки времени Т (межремонтный период) можно таким образом обеспечить поддержание вероятности безотказной работы оборудования в пределах от R1 до R0.Если продолжительность межремонтного периода будет увеличена и ремонт произведен не в момент t1 а в момент вероятность безотказной работы снизится до значения R0'R1. С другой стороны если при ремонте не будет полностью восстановлена первоначальная надежность оборудования (только до значения R0'Rо) то при сохранении прежней длительности межремонтного периода Т т. е. к моменту t2 надежность оборудования будет ниже оговоренного предела (R1) и если требуется по-прежнему вероятность безотказной работы не менее R1 межремонтный период должен быть сокращен до Т'Т.
Заметим что реальная зависимость безотказности работы от продолжительности эксплуатации будет отличаться от представленной на рис. 3.1 не только из-за проявления внезапных отказов вероятность возникновения которых не зависит от периодичности ремонтов но также из-за непостоянства условий эксплуатации вследствие чего износ оборудования в интервалах между очередными ремонтами происходит с различной скоростью.
Выбор варианта системы ППР — ремонты стандартные или периодические — производится на основе технико-экономических расчетов путем сопоставления ожидаемого ущерба вследствие возможного выхода из строя оборудования (при допущении износовых отказов в случае использования системы периодических ремонтов) с дополнительными затратами на учащенные ремонты (при стандартных ремонтах когда износовые отказы исключаются). Аналогичным образом обосновывается и оптимальный межремонтный период при системе периодических ремонтов. Непременной предпосылкой подобных расчетов являются достаточно обоснованные данные о продолжительности работы оборудования до проявления износовых отказов Т0 а также о характере изменения вероятности безотказной работы при продолжительности эксплуатации большей чем Т0 (эта зависимость определяется в частности условиями эксплуатации оборудования). Очевидно что данные могут быть получены главным образом из опыта эксплуатации аналогичного оборудования в сходных условиях. Изменение конструкции оборудования а также условий эксплуатации приводит к необходимости время от времени пересматривать нормированные межремонтные сроки.
С другой стороны неизбежные различия в исходных характеристиках отдельных экземпляров даже однотипного оборудования и в условиях его эксплуатации а также неполнота и неточность представлений о самом механизме износовых отказов вынуждают дополнять систему периодических ремонтов элементами так называемой после измерительной системы ППР. Послеизмерительная система основана на отказе от регламентирования периодичности ремонтов взамен чего вводятся достаточно эффективные периодические обследования испытания и измерения характеристик оборудования. Именно по результатам этих испытаний и определяются необходимость и объем очередного ремонта (возможно также применение по результатам очередного периодического испытания учащенных или ужесточенных испытаний когда целесообразность ремонта определяется лишь по результатам этой новой системы испытаний). Поскольку как правило расходы на испытания значительно ниже расходов на ремонт да и организация испытании проще организации ремонта (ряд испытаний может осуществляться без вывода оборудования из действия) обычно не доставляет затруднений проведение достаточно частых испытаний а следовательно гарантировано своевременное выявление назревающего дефекта. Проблемой при введении после измерительной системы ремонтов является разработка достаточно эффективных методов испытаний. Кроме того при этой системе осложняется планирование ремонта так как в некоторых случаях при испытаниях может быть выявлено столь ослабленное состояние оборудования что потребуется немедленный вывод его из работы и нет достаточного времени па предварительную подготовку ремонта.
Цель и периодичность работ по капитальному и текущему ремонту трансформаторов. В отечественной практике ремонтно-эксплуатационного обслуживания трансформаторов принята стратегия ППР сочетающая периодические ремонты с после измерительной системой: структура ремонтного цикла включает в себя две основные категории ремонта — текущий и капитальный. Для текущих ремонтов установлена жесткая периодичность а капитальные ремонты в основном проводятся по мере необходимости в зависимости от результатов периодических испытаний и фактического состояния трансформатора.
Капитальный ремонт — это ремонт имеющий своей целью проверку состояния всех основных изнашивающихся узлов с устранением обнаруженных дефектов и восстановлением первоначальных характеристик трансформатора в том числе надежностных для обеспечения безотказной работы трансформатора в пределах межремонтного периода.
При капитальном ремонте производятся по возможности полная разборка агрегата подробный осмотр измерения испытания замена или восстановление всех изношенных узлов сборка регулировка наладка и испытания. К капитальному ремонту относится и устранение крупных повреждений имевших место при эксплуатации оборудования.
В объем капитального ремонта могут входить также мероприятия по модернизации: повышение показателей надежности повышение мощности расширение возможностей регулирования усиление изоляции и т. п.
Конкретные работы выполняемые при капитальном и текущем ремонтах трансформаторов рассмотрены в гл. 5. Периодичность (в годах) основных работ по планово-предупредительным ремонтам трансформаторов приведена в табл. 2.1. Отметим что помимо работ указанных в таблице с периодичностью в шесть месяцев проводятся проверка сигнализации неисправности системы охлаждения и автоматики включения резервного охладителя контроль чистоты азота при азотной защите и смазка деталей и узлов привода устройства регулирования под нагрузкой (РПН) и ежегодно проверяется разрядник установленный на выводах регулировочной обмотки.
Таблица 2.1 Периодичность (в годах) основных работ по планово-предупредительным ремонтам трансформаторов
Категория трансформатора
Текущий ремонт с испытаниями
Капитальный ремонт с испытаниями
Трансформатор без РПН
Система охлаждения Д ДЦ и Ц
Первый после включения
Главные трансформаторы электростанций и подстанций
По мере необходимости в зависимости от результатов испытаний и состояния трансформатора
Трансформаторы с.н. электростанций:
Трансформаторы взоне загрязнения
По местным инструкциям
Остальные трансформаторы
2. Организационные формы обслуживания
2.1 Предприятия энергосистем и другие организации обслуживающие трансформаторы
Обслуживание силовых трансформаторов как и прочего электросилового оборудования в энергосистемах возлагается на основные предприятия — предприятия электрических станций и предприятия электрических сетей (ПЭС) на балансе которых эти трансформаторы находятся. При этом электростанции и ПЭС могут осуществлять обслуживание трансформаторов не только своими силами но и с привлечением специализированных вспомогательных предприятий — ремонтных транспортных наладочных. Следует пояснить что ПЭС и электростанции — структурные подразделения энергосистемы самостоятельно ведущие хозяйственную деятельность на закрепленном оборудовании в рамках Положения о социалистическом государственном предприятии. Когда на базе энергосистемы образовано производственно-энергетическое объединение указанные предприятия преобразуются в производственные единицы (хозрасчетные производственно-технические подразделения); при этом несмотря на значительно ограниченную финансово-хозяйственную самостоятельность за электросетью (электростанцией) сохраняются в полном объеме функции управления производством в том числе обслуживания оборудования.
Предприятие-электростанция в большинстве случаев организуется для управления одной отдельно взятой электростанцией но вместе с тем иногда подобное предприятие может включать в себя и несколько электростанций обычно объединенных общим режимом водотока (каскад гидроэлектростанций) или отпуска теплоты (для нескольких теплоэлектроцентралей одного и того же города). Применительно к ПЭС существен вопрос об оптимальном объеме такого предприятия. Когда объем электросетей энергосистемы заметно превышает это оптимальное значение в энергосистеме может быть образовано несколько ПЭС. Как правило в составе энергосистемы действует не менее одного-двух десятков предприятий электрических станций и электросетей в том числе от пяти до десяти ПЭС; в среднем на одно электросетевое предприятие приходится 30 40 подстанций напряжением 35 кВ и выше.
Из числа специализированных вспомогательных предприятий создаваемых в энергосистемах к эксплуатационно-ремонтному обслуживанию трансформаторов имеют отношение прежде всего производственно-ремонтные предприятия (ПРП) или ремонтно-механические заводы (РМЗ).
Доставка трансформатора на ремонтное предприятие и обратно а также передвижки трансформатора по территории электростанции подстанции могут быть поручены другому вспомогательному предприятию — автопарку в котором обычно сосредоточиваются специалисты — такелажники а также специализированная техника (большегрузные авто трейлеры тягачи и т. п.
В капитальном ремонте силовых трансформаторов участвуют также специализированные ремонтные предприятия отрасли — межсистемные РМЗ и заводы по изготовлению запчастей. В задачи этих заводов входит выполнение капитального ремонта транспортабельных агрегатов или их отдельных узлов индустриально-заводским методом изготовление запчастей а также необходимого для модернизации нестандартного оборудования. Могут привлекаться к работам входящим в номенклатуру капитального ремонта трансформаторов также специализированные монтажные организации отрасли и трансформаторостроительные заводы.
2.2 Централизация ремонта и распределение функций по обслуживанию трансформаторов
Для организации ремонтно-эксплуатационного обслуживания силовых трансформаторов характерно сочетание централизации некоторых видов ремонта с проведением остальных работ силами местного персонала; при этом централизация может осуществляться на разных уровнях: отрасль — энергосистема — энергопредприятие — район электрических сетей (РЭС). Преимуществом централизации ремонта является снижение затрат на необходимый резерв запасных частей и повышение качества ремонта за счет привлечения наиболее квалифицированного специально обученного и узкоспециализированного персонала а также за счет использования оптимального набора ремонтных приспособлений оборудования и технологии в целом.
Ремонтный персонал (в основном электрослесари по ремонту оборудования)— это персонал которым комплектуются специализированные бригады ремонтных предприятий и подразделений ПЭС и электростанций а также группы подстанций. На ремонтный персонал и возглавляющих его инженерно-технических работников (мастеров начальников групп подстанций инженеров служб) возлагается проведение капитальных и текущих ремонтов трансформаторов а также ряда эксплуатационных работ (отбор проб масла обтирка изоляции техническое обслуживание устройств охлаждения пожаротушения и т. п.).
Оперативный (сменный дежурный) персонал ведет надзор за режимом работы и состоянием трансформаторов и регулирует режим; он же осуществляет необходимые переключения на оборудовании присоединения трансформатора а в некоторых случаях своими силами выполняет и мелкие эксплуатационные работы. Оперативный персонал также осуществляет и комплекс организационно-технических мероприятий обеспечивающих безопасное проведение выполняемых персоналом других категорий работ по обслуживанию трансформатора допускает к работам этот персонал и принимает выполненную работу после ее завершения.
На ввод и вывод трансформатора из работы равно как и на изменение режима его работы должно быть получено разрешение диспетчерской службы в управлении которой данный трансформатор находится. В зависимости от роли трансформатора в процессе передачи и распределения электроэнергии он может находиться в ведении того или иного звена многоступенчатой структуры оперативно-диспетчерского управления.
Общим правилом является участие оперативного персонала в приемке оборудования из ремонта. Мастер или бригадир ремонтной бригады релейщик испытатель сообщая оперативному лицу о завершении работы должен указать характер и объем выполненных работ и в необходимых случаях демонстрировать работоспособность оборудования (применительно к трансформаторам — опробовать привод переключающего устройства работу системы охлаждения и т. п.); кроме того руководителем работы должна быть сделана запись о проделанной работе в эксплуатационной документации.
Релейный персонал ведет обслуживание устройств релейной защиты и автоматики в том числе и устройств относящихся к силовым трансформаторам. В своей деятельности он тесно взаимосвязан как с оперативным персоналом так и с ремонтным. В частности следует указать на возможность участия инженера в производстве переключений: дежурный вправе поручить ему необходимые операции с устройствами релейной защиты и автоматики (ввод и вывод из работы устройств или их органов изменение уставок и т. п.). Обслуживание устройств регулирования трансформаторов под нагрузкой ведется релейным и ремонтным персоналом совместно причем релейный персонал отвечает за устройство автоматики и за вторичную коммутацию привода устройства а ремонтный персонал — за механическую часть привода и само устройство регулирования.
Испытатели обязаны проводить профилактические проверки изоляции и контактной системы трансформаторов. Помимо трансформатора указанные проверки охватывают также и все оборудование его присоединения. В функции этого персонала входит также разработка мероприятий по защите трансформаторов от перенапряжений. Некоторые виды испытаний трансформаторов проводит ремонтный персонал например проверки мегомметром изоляции обмоток трансформаторов цепей питания электродвигателей систем охлаждения и пожаротушения измерение сопротивления контактной системы т» некоторые другие.
Координация действий перечисленных выше категорий персонала эксплуатационного предприятия по обслуживанию трансформаторов па станциях осуществляется руководством электроцеха (при цеховой структуре) или соответствующих служб (при бесцеховой структуре) на электросетевых предприятиях — руководством РЭС или производственных служб ПЭС. Заметим что принципиальные вопросы взаимодействия подразделений и отдельных работников энергопредприятий включая область ответственности каждого и схему подчиненности отражаются в специально разрабатываемых для каждого подразделения и должности положениях и должностных инструкциях.
При любой форме организации ремонтных работ но в особенности при подрядном выполнении капитального ремонта существенна такая форма взаимодействия ремонтного и эксплуатационного (сменного) персонала как надлежащая сдача трансформатора в ремонт и приемка его из ремонта. При сдаче трансформатора в ремонт эксплуатационный персонал информирует ремонтный о состоянии трансформатора по опыту предшествующей эксплуатации в частности о всех проявившихся дефектах. Осуществляется это путем передачи ремонтникам всей эксплуатационной документации а также составлением дефектной ведомости отражающей необходимость нетиповых работ. Приемка трансформатора из ремонта предполагает обратную информацию: ремонтный персонал сообщает эксплуатационному объем выполненных работ в том числе возможные изменения характеристик трансформатора (если он проходил модернизацию) объем и результаты проведенных испытаний и проверок а также оговаривает возможность и условия его ввода в работу; указанная информация вносится в соответствующую документацию. Приемка трансформатора из капитального ремонта осуществляется комиссией назначенной энергопредприятием с обязательным опробованием трансформатора в работе сперва на холостом ходу а потом под нагрузкой. Результаты приемки и опробования комиссия отражает в акте давая оценку качеству ремонта.
3. Планирование ремонтов
3.1 Планирование ремонтов и документация.
Планирование ремонта трансформаторов начинается с разработки перспективных многолетних (па пять лет) планов ремонта определяющих какие из эксплуатирующихся трансформаторов подлежат капитальному ремонту в каждом году пятилетки а также ограничится ли объем капитального ремонта типовым перечнем работ либо необходимо предусмотреть для конкретного трансформатора тот или иной объем модернизации. Перспективный план должен исходить с одной стороны из потребности в ремонте (ориентируясь на фактическое состояние трансформаторов и нормативные сроки ремонта) а с другой стороны из реальных возможностей ремонтных подразделений и организаций пропускной способности их баз материальных ресурсов и т. п. Следует также учитывать реальные возможности вывода трансформатора из работы на длительный срок (с учетом необходимости подмены на время ремонта трансформатором из передвижного резерва) а также запланированную реконструкцию энергообъектов с заменой или перестановкой трансформаторов. В перспективном плане указываются: станционный номер трансформатора; год па который планируется ремонт; ожидаемые продолжительность трудозатраты и стоимость ремонта; исполнитель ремонтных работ (организация или подразделение). Перспективный план готовится энергетическим предприятием рассматривается ремонтным предприятием и службами управления энергосистемы и утверждается руководством энергосистемы.
На основе пятилетних планов ремонта разрабатываются годовые планы-графики учитывающие уже не только капитальные ремонты но и текущие а также работы по техническому обслуживанию как самих трансформаторов так и их вспомогательного оборудования. Продолжительность простоя трансформатора в капитальном или текущем ремонте определяется отраслевыми нормативами (табл. 2.2).
Утвержденный годовой план ППР а также согласованный годовой план отключений доводятся до исполнителей не позже чем за два месяца до начала планируемого года. Изменение годового плана ремонта по представлению энергопредприятия и ремонтной организации (в случае ее привлечения) производится районным управлением.
Для уточнения годовых планов составляются месячные планы капитальных текущих ремонтов и работ технического обслуживания так же как и месячные планы отключений оборудования. Эти планы доводятся до исполнителей не позднее чем за пять дней до начала планируемого месяца.
Таблица 2.2 Продолжительность простоя трансформатора в капитальном или текущем ремонте
Простой в сутках при капитальном (числитель) и текущем (знаменатель) ремонтах при мощности трансформатора МВ *А
В ряде случаев особенно при проведении капитального ремонта трансформатора с участием большого числа подразделений целесообразно использовать систему сетевого планирования (сетевой график). Сетевой график позволяет согласовать объемы работ и сроки выполнения с необходимыми для этого материальными и трудовыми ресурсами объективно определить связь между численностью персонала и сроками выполнения работы выявлять на любой стадии ремонта задерживающие его работы а главное — активно управлять ремонтом путем анализа его хода с принятием обоснованных организационных и технических решений обеспечивающих выполнение работ в необходимые сроки с наименьшими затратами.
3.2 Учет и отчетность по затратам на ремонт.
На энергетических предприятиях действует система учета и отчетности по трудовым материальным и финансовым затратам связанным с проведением ППР. При этом система предусматривает поагрегатный учет стоимости ремонта включая стоимость материалов и запасных частей и поузловой учет трудозатрат.
В частности применительно к трансформаторам раздельно учитываются затраты по следующим узлам: магнитопровод с обмотками; съемный бак; трансформаторные вводы; устройство регулирования напряжения; устройства масляной системы охлаждения и защиты; консерватор с воздухоочистительным фильтром.
Основными первичными документами учета являются нормированный план-задание журнал заданий требования на отпуск материалов и запасных частей заказы на изготовление запчастей.
При невозможности по какой-либо причине выдать план-задание работа и ее трудоемкость фиксируются в журнале заданий. На основе записей в этом журнале ведущихся мастером последний в конце месяца вместе с табелем сдает в плановый отдел справку о трудозатратах.
Сводным документом о стоимости и трудоемкости ремонта является журнал учета затрат на ремонт ведущийся планово-экономическим отделом энергопредприятия. По окончании года на основе этого журнала сведений бухгалтерского учета и сведений о простое оборудования в ремонте предприятием подготавливается и направляется в органы РАО ЕЭС специальная форма статистической отчетности.
4. Эксплуатационно-ремонтная техническая документация
4.1 Виды эксплуатационно-ремонтной технической документации.
Все работы выполняемые персоналом в ходе обслуживания трансформатора должны отражаться в специальной эксплуатационно-ремонтной технической документации ведущейся на энергопредприятии.
В соответствии с действующими директивными документами и сложившейся практикой эксплуатации можно выделить четыре основные группы ремонтно-эксплуатационной технической документации: техническая документация связанная с приемкой вновь вводимой электроустановки; техническая документация связанная с ремонтом и техническим обслуживанием оборудования; оперативная документация; инструкции.
Техническая документация по приемке' вновь вводимого оборудования оформляется в ходе монтажа и приемки и практически не меняется в ходе дальнейшей эксплуатации трансформатора.
В комплект этой документации в общем случае входят материалы проекта установки трансформатора; документы завода-изготовителя; акты и протоколы монтажа опробований и испытаний. После ввода вновь смонтированного трансформатора в работу техническая документация по приемке используется обслуживающим персоналом как справочный материал и обновляется только при реконструкции установки (в том числе при замене трансформатора).
Техническая документация по ремонту и техническому обслуживанию ведется на объекте в ходе работ по ППР и техническому обслуживанию трансформатора. В комплект этой документации входят акты и протоколы оформленные на отдельные виды ремонтных работ испытаний и опробований а также специальные журналы и учетно-контрольные карты.
Конечная цель ведения технической документации по ремонту и техническому обслуживанию — отразить с достаточной полнотой конкретное содержание всех без исключения плановых и аварийных работ выполненных на трансформаторе за период его срока службы.
Оперативная документация ведется оперативным (сменным) персоналом обслуживающим установку. В отличие от предыдущих двух видов документации оперативная документация ведется не применительно к данному трансформатору а по установке в целом (по подстанции станции или отдельному энергоблоку); однако в записях по установке в целом в эту документацию вносятся также и записи относящиеся к данному трансформатору.
В комплект инструкций входят инструкции по оперативному обслуживанию техническому обслуживанию и ремонту трансформатора. Эти документы подготавливаются к моменту ввода трансформатора в эксплуатацию и в дальнейшем периодически пересматриваются; с ними должен быть ознакомлен и ими руководствуется соответствующий персонал связанный с обслуживанием трансформатора.
Техническая документация по приемке. При приемке трансформатора из монтажа оформляются и передаются эксплуатационному персоналу две основные группы документов: заводские документы поступившие с завода-изготовителя в комплекте поставки трансформатора и монтажные документы относящиеся непосредственно к монтажу трансформатора на данном объекте.
Техническая документация связанная с приемкой трансформатора вводимого в работу в порядке капитального строительства готовится приемочной комиссией в ходе приемки вновь сооруженного объекта в эксплуатацию. Для приемки трансформатора в составе нового объекта помимо документов по приемке собственно трансформатора представляются комплект исполнительных рабочих чертежей (конкретно для трансформатора — чертежи фундамента порталов ошиновки установки пожаротушения вторичной коммутации и т. п.); сертификаты технические паспорта и другие документы удостоверяющие качество материалов конструкций и деталей применяемых при производстве строительно-монтажных работ; акты освидетельствования скрытых работ и акты промежуточной приемки отдельных ответственных конструкций в частности фундаментов трансформаторов порталов заземляющих устройств подземных трубопроводов колодцев; акты индивидуального испытания смонтированного оборудования в том числе трубопроводов систем водоснабжения канализации дренажных устройств систем пожаротушения протоколы наладки и приемочных испытаний устройств РЗА систем заземления и защиты от перенапряжений; журналы производства работ и авторского надзора проектных организаций (если таковой имел место). В ходе работы приемочных комиссий составляются акт о приемке оборудования после комплексного опробования акт рабочей комиссии о готовности законченного сооружения и акт Государственной комиссии о приемке законченного объекта в эксплуатацию.
Эксплуатационная документация. Основным эксплуатационным документом на трансформатор является его технический паспорт — так называемая учетно-контрольная карта (УКК).
В УКК отражаются основные характеристики трансформатора сведения о перестановках с объекта на объект а также об отказах в работе испытаниях и ремонтах. В'УКК вкладываются названные выше ремонтные документы и протоколы приемо-сдаточных послеремонтных и межремонтных испытаний в том числе протоколы испытаний комплектующих частей вводов устройств РПН встроенных трансформаторов тока и др. Сюда же вкладываются протоколы сушки трансформатора при монтаже или ремонте акты приемки протоколы испытания масла акты расследования случаев повреждения трансформатора.
Учет работы устройства РПН (число переключений за месяц и за год) ведется оперативным персоналом в специальной ведомости а используются эти данные для определения необходимости вывода переключателя в очередной ремонт.
К эксплуатационной документации относится также и оперативная документация находящаяся непосредственно у оперативного персонала.
Это прежде всего оперативный журнал в котором отражаются все действия оперативного персонала по обслуживанию трансформатора: изменения в первичной и вторичной схемах коммутации изменения режима его работы основные сведения об отказах авариях ремонтах осмотрах и т. п. Записи в оперативном журнале производятся по мере совершения тех или иных событий с указанием даты а при получении распоряжения или передаче сообщения указываются фамилия и должность лица давшего распоряжение или принявшего сообщение.
Помимо оперативного журнала изменения в схеме первичных соединений условными знаками отражаются в суточной схеме которая ведется в течение смены; приемка и сдача смены оформляются подписями как в оперативном журнале так и на суточной схеме.
Отметки о дефектах и неполадках в работе трансформатора как и прочего оборудования энергообъекта делаются в специальном журнале дефектов. В этом журнале после записи оперативного персонала о сущности дефекта руководитель (начальник цеха подстанции) указывает необходимые мероприятия. После устранения дефекта мастер здесь же записывает что именно сделано.
Записи параметров характеризующих работу трансформатора (уровень напряжения нагрузка температура и др.) производятся оперативным персоналом в ведомости нагрузки с отметкой даты и часа в которые производились измерения; периодичность измерений зависит от значимости установки параметра и формы оперативного обслуживания установки.
В комплект оперативной документации входят карта уставок защиты отражающая величины уставок срабатывания устройств защиты автоматики и сигнализации трансформатора а также журнал релейной защиты автоматики и телемеханики в котором релейный персонал делает записи о проведенных проверках изменениях уставок.
Особое место в перечне эксплуатационной документации занимают инструкции по обслуживанию и ремонту трансформатора и его отдельных устройств. В комплект этих инструкций входят заводские инструкции поступающие с завода-изготовителя вместе с трансформатором и комплектующими деталями отраслевые и системные инструкции отражающие опыт и особенности эксплуатации трансформаторов в отрасли и в данной энергосистеме и наконец местные инструкции составляемые для данной конкретной установки (электростанции подстанции).
Среди эксплуатационных инструкций можно выделить две группы: инструкции по ремонту рассматривающие технологию выполнения работ номенклатуры ППР и собственно инструкции по эксплуатации рассматривающие только вопросы обслуживания трансформаторов. При этом инструкции по эксплуатации исключая заводские и отраслевые должны пересматриваться не реже раза в три года. В случае же изменения характеристик состояния трансформатора или его вспомогательных устройств условий их эксплуатации изменения или добавления к инструкции должны быть сформулированы немедленно и доведены до сведения всего персонала обязанного знать данную инструкцию.
5. Объем планово-предупредительного ремонта
5.1 Капитальный ремонт трансформатора.
Спецификой капитального ремонта трансформатора в общем случае является минимальный объем его разборки в ряде вариантов приближающийся к нулю. При этом основой капитального ремонта является проверка крепления обмоток в осевом направлении: динамическая стойкость обмоток при сквозных КЗ в конечном счете определяющая надежность и срок службы трансформатора в значительной мере определяется прочностью сжатия обмоток; в то же время существующие конструкции прессовки недостаточно совершенны и возникает необходимость подпрессовки обмоток трансформатора.
Вторая из основных работ капитального ремонта трансформатора — это очистка активной части и бака от загрязнений образующихся в результате старения масла а также загрязнений оставленных заводом-изготовителем. Эти загрязнения представляют опасность в первую очередь из-за возможного ухудшения условий охлаждения активной части.
Третья из работ капитального ремонта — это проверка состояния магнитопровода для исключения замыкания отдельных листов приводящего к повышенному нагреву стали а также внешний осмотр изоляции обмоток для выявления ее старения или видимых дефектов.
Типовой капитальный ремонт т. е. ремонт без модернизации и без устранения крупных дефектов трансформатора не предусматривает разборки активной части и демонтажа обмоток. Если требуется ремонт трансформатора с разборкой активной части то такой ремонт выполняется по особым технологическим инструкциям и указаниям.
Если как это бывает чаще всего капитальный ремонт трансформатора производится не на месте его установки то предварительно осуществляются демонтажные работы: отсоединение ошиновки цепей вторичной коммутации демонтаж систем пожаротушения и охлаждения в необходимых случаях — снятие расширителя вводов слив масла (полный или частичный) и если требуется замена крышки бака на специальную транспортную для уменьшения высоты трансформатора в транспортном положении. Далее трансформатор транспортируется на ремонтную площадку (в пределах станции подстанции) или на ремонтную базу. Собственно ремонт начинается со вскрытия активной части трансформатора осуществляемого либо подъемом ее из бака вместе с крышкой либо подъемом съемного бака (колокола); затем активная часть промывается струей трансформаторного масла для удаления шлама и других загрязнений.
Далее производится осмотр и очистка магнитопровода с проверкой как затяжки доступных стяжных шпилек так и изоляции шпилек и ярмовых балок. При необходимости восстанавливается нарушенная изоляция и подтягиваются шпильки. Проверяется исправность системы заземления элементов активной части.
Осматриваются и очищаются обмотки и отводы а при необходимости производится расклиновка шин и восстановление расчетных усилий в опрессовке обмоток; проверяются и ремонтируются изоляция и крепление отводов проверяется исправность доступных паек. Следует иметь в виду что на трансформаторах напряжением 150 кВ и выше установленные поверх обмоток наружные изоляционные барьеры на время осмотра активной части обязательно снимаются.
Производятся осмотр и ремонт переключателя ответвлений и размещенного в общем баке с активной частью избирателя устройства переключения под нагрузкой: чистка (при необходимости замена) и подтяжка контактов; проверка паек перемычек и всех механизмов переключателя.
Осматривается и очищается крышка бака расширитель с встроенной в него пленкой (если трансформатор оснащен пленочной защитой) предохранительные труба и мембраны (проверяется их целость и исправность уплотнения). Ревизуются термосифонные и адсорбционные фильтры и воздухоосушители со сменой сорбента и масла в масляных затворах а также краны и задвижки.
Производятся осмотр чистка и ремонт вводов при необходимости в них заменяется масло либо производится полная разборка вводов. Отдельно от трансформатора выполняются испытания вводов. Бак трансформатора (при наличии колокола — сам колокол и поддон) тщательно осматривается для выявления трещин или недопустимых деформаций чистится и окрашивается.
Выполняется ремонт системы охлаждения: радиаторов или маслоохладителей насосов вентиляторов и электродвигателей маслопроводов и арматуры; радиаторы (маслоохладители) тщательно очищаются и промываются внутри. Производятся испытания трансформаторного масла из бака; при необходимости выполняется сушка регенерация или смена масла. Ревизуются системы азотной защиты и пожаротушения при их наличии. При необходимости определяемой по результатам предварительных испытаний выполняется сушка изоляции активной части и встроенных трансформаторов тока.
Проверяются устройства защиты и автоматики трансформатора контрольно-измерительные приборы и устройства сигнализации в том числе относящиеся к системам охлаждения регулирования пожаротушения; силовые кабели и токопроводы а также кабели вторичной коммутации; газовые и струйные реле реле давления и уровня масла.
Производится сборка трансформатора с заменой уплотнений и выполняются сдаточные испытания на ремонтной площадке (ремонтной базе) после чего трансформатор доставляется на место установки и монтируется на своем фундаменте. После полной сборки трансформатора он подвергается заключительным испытаниям ошиновывается и включается сперва на холостой ход а затем после фазировки — в работу под нагрузкой.
Особое место занимает ремонт трансформатора выполняемый без его перемещения т. е. непосредственно на фундаменте. Этот вид капитального ремонта как и типовой может выполняться с подъемом выемной части или колокола и тогда его объем практически совпадает с типовым. Необходимо лишь принять дополнительные меры по предотвращению увлажнения вскрытой активной части для чего работы приурочиваются к периоду сухой теплой погоды а кроме того если это требуется используются специальные временные укрытия (например брезентовый или пластикатовый шатер).
На практике используется также и такой метод капитального ремонта трансформатора находящегося на собственном фундаменте как внутренний осмотр без демонтажа выемной части или колокола. При этом ремонтный персонал влезает внутрь бака через вскрытые смотровые люки (предварительно масло из трансформатора должно быть полностью слито а внутреннее пространство бака достаточно эффективно проветрено).
При ревизии трансформатора внутри бака объем выполняемых работ и проверок существенно ограничен так как значительная часть поверхности даже наружных обмоток а также магнитопровода оказывается недоступной не только для ремонта но и для осмотра.
Подпрессовка обмоток без подъема извлекаемой части или демонтажа колокола в большинстве случаев осуществима только при использовании специальных малогабаритных гидравлических домкратов из-за ограниченности свободного пространства внутри бака. Домкраты поочередно устанавливаются на каждую обмотку рядом с имеющимися в прессующем устройстве трансформатора винтовыми домкратами. После того как с помощью гидравлического домкрата будет создано усилие прессовки соответствующее заводским данным положение нажимных колец фиксируется гайками винтовых домкратов. .После завершения подпрессовки гидравлические домкраты переставляются на следующую обмотку.
Ремонт трансформаторов на собственном фундаменте более распространен в ПЭС нежели на электростанциях снабженных удовлетворительно оснащенными ремонтными площадками максимально приближенными к трансформаторам. По данным Союзтехэнерго в ПЭС ремонтируются на собственном фундаменте трансформаторы 35—НО кВ мощностью 4— 10 МБ-А в 30 % и мощностью до 25 МВ-А —в 23% случаев а трансформаторы напряжением 220—500 кВ — в 20 % случаев. По тем же данным в трансформаторных башнях ремонтируются в основном трансформаторы 220—500 кВ а также 110 кВ мощностью свыше 10 МВ-А (63% случаев).
5.2 Текущий ремонт трансформатора.
Текущие ремонты выполняются в период между двумя следующими друг за другом капитальными ремонтами и имеют целью проверить состояние ограниченного числа наиболее быстроизнашивающихся и относительно несложных в ремонте узлов и деталей с устранением обнаруженных дефектов с тем чтобы обеспечить безотказную работу агрегата до следующего планового ремонта (текущего или капитального). При текущем ремонте производятся осмотр и чистка узлов и деталей (как правило относительно легкодоступных) а также ликвидация небольших дефектов замена неосновных узлов и деталей. Целесообразность введения категории текущего ремонта обосновывается неравномерным износом (старением) отдельных узлов и деталей трансформаторов. Именно эта неравномерность приводит к выходу из строя отдельных узлов до наступления срока очередного капитального ремонта в то же время сокращать межремонтный период определенный по ресурсам основной массы узлов трансформатора до значения определяемого ресурсом нескольких наименее надежных узлов бесспорно экономически нецелесообразно. В общем случае в межремонтный период может быть несколько текущих ремонтов.
При текущем ремонте предшествующем капитальному дополнительно проводятся измерения испытания и осмотры с целью выявления и уточнения работ подлежащих выполнению в ходе этого капитального ремонта.
Текущий ремонт трансформатора включает в себя прежде всего такие работы как наружный осмотр с устранением обнаруженных дефектов поддающихся ликвидации на месте в том числе очистку загрязненной внешней изоляции как одного из слабых и вместе с тем доступных узлов.
Проводится комплекс работ по уходу за трансформаторным маслом включающий в себя спуск грязи и конденсата из расширителя проверку маслоуказателя (в частности соответствие уровня масла в расширителе отметке на маслоуказателе) с доливкой масла при необходимости проверку и смену сорбента в термосифонном (адсорбционном) фильтре и воздухоосушителях. Аналогичная работа выполняется и на маслонаполненных вводах: доливка масла смена масла в масляном затворе и сорбента в воздухоосушителе отбор проб масла.
Производится очистка наружных поверхностей бака и крышки проверяются спускные краны и уплотнения целость мембраны выхлопной трубы предохранительного клапана. Осматриваются охлаждающие устройства выполняется очистка их наружных поверхностей (особое внимание обращается на отсутствие загрязнений серебренных трубок маслоохладителей системы ДЦ эффективность работы которых при загрязнении резко снижается). Проверяются и смазываются подшипники вентиляторов электродвигателей насосов выполняется проверка избыточным давлением герметичности масловодяных охладителей. На бессальниковом маслонасосе может потребоваться замена подшипников и уплотняющих колец так как их ресурс составляет 10000 ч.
Производятся осмотр и проверка устройства регулирования под нагрузкой (привод контактор) а также перевод переключателя регулирования без возбуждения не менее 10 раз из одного крайнего положения в другое (для удаления оксидной пленки). Проверяются газовое и струйное реле реле уровня и давления масла отсечный клапан приборы контроля температуры и давления масла система азотной защиты соответствующие вторичные цепи.
С текущим ремонтом трансформатора совмещаются проверки и опробование устройств его защиты и автоматики в том числе автоматики и сигнализации систем охлаждения пожаротушения. В ходе текущего ремонта выполняются также испытания изоляции и контактных соединений в том числе проверяется сопротивление контактов переключателей ответвлений (во всех положениях).
6. Ремонтная техническая документация
6.1 Ремонтная техническая документация оформляется на трех этапах: при подготовке к ремонту; проведении ремонта и завершающих ремонт испытаниях; опробовании и сдаче трансформатора в эксплуатацию.
Ремонтная документация периода подготовки к ремонту. В порядке подготовки к ремонту разрабатывается следующая техническая документация: ведомость объема работ проект организации и сетевой график ремонта программа испытаний и опробований трансформатора и его отдельных устройств спецификация на запчасти материалы инструмент средства малой механизации и нестандартное оборудование. В полном объеме все эти документы готовятся только к крупным ремонтным работам (капитальный ремонт мощного трансформатора) однако те или иные из названных документов могут потребоваться и при подготовке текущего ремонта.
Ведомость объема работ отражает весь объем планируемых при данном ремонте работ и составляется на основе перечня типовых работ предусмотренных стандартной номенклатурой соответствующего вида ППР или технического обслуживания трансформатора. Вместе с тем в ведомость можно включить и нетиповые работы необходимость в которых возникает либо в связи с намеченной модернизацией трансформатора либо в связи с намерением устранить дефект выявленный в ходе предшествующей эксплуатации. Наличие дефекта устанавливается по журналу дефектов ведущемуся оперативным персоналом по документам предыдущих ремонтов (если какая-либо дефектная деталь или узел были временно оставлены в эксплуатации) по результатам испытаний и опробований проводившихся в межремонтный период. Ведомость объема работ составляется совместно представителями подразделений эксплуатации и ремонта которые ее и подписывают.
При необходимости подготавливаются материалы проекта модернизации трансформатора (расчеты чертежи пояснительная записка).
Программа испытаний и опробований в связи с ремонтом в общем случае может предусматривать испытания проводимые как перед ремонтом так и в ходе самого ремонта с целью дополнительного выявления слабых мест или проверки элементов и узлов которые не могут быть испытаны без разборки трансформатора (пример — проверка изоляции стяжных шпилек магнитопровода). Программа учитывает также испытания и опробования завершающие ремонт.
На основе спецификаций на материалы запчасти и оборудование необходимые для ремонта формируется заявка на материально-техническое снабжение предстоящего ремонта а также разрабатываются чертежи и организуется изготовление запасных частей или ремонтной оснастки.
Подготовка капитального ремонта трансформатора а в некоторых случаях и особо сложных или долговременных работ из номенклатуры текущего ремонта или технического обслуживания включает в себя разработку технологической карты или проекта организации работы и графика работ по ремонту (линейного или сетевого).
В технологической карте приводятся последовательность и технология выполнения всех видов работ перечень используемых механизмов приспособлений указания по численности и квалификации используемой рабочей силы мероприятия по технике безопасности; при необходимости в карте дается схема размещения грузоподъемных механизмов такелажных приспособлений и т. д. С учетом специфики капитального ремонта трансформатора выполняемого в ряде случаев с перевозкой трансформатора на ремонтный завод и обратно может потребоваться составление нескольких отдельных карт: на демонтаж (монтаж) трансформатора на месте установки; на его погрузку на транспортер перевозку и разгрузку; на сам ремонт в условиях ремонтной площадки (трансформаторной башни) или завода. Наличие отдельных технологических карт в таком случае оправдано так как исполнители работ по транспортировке монтажу (демонтажу) и ремонту трансформатора как правило различные.
Типовая технологическая карта утверждается руководителем предприятия; при необходимости в нее могут быть внесены добавления учитывающие местные особенности. Персонал привлекаемый к работе должен заранее изучить технологическую карту которая является рабочим документом и во время выполнения ремонта находится у руководителя бригады.
Линейный или сетевой график определяет технологическую зависимость между отдельными работами и составляется для оптимизации последовательности ремонтных операций и соответственно распределения работников приспособлений н материальных ресурсов по отдельным операциям и видам работ а также по срокам и продолжительности (по нормативным срокам простоя в ремонте — табл. 2.2). Сетевой график по сравнению с линейным облегчает контроль за ходом работ позволяя сосредоточить внимание руководителя ремонта только на работах определяющих конечный срок ремонта (работы «критического пути») и тем самым упрощает управление людскими и материальными ресурсами.
На чертеже ДП.00.000.ТП приведена схема типового технологического процесса капитального ремонта трансформатора которая является основой для составления детального графика работ в отличие от схемы указывающего также и сроки выполнения отдельных этапов ремонта и исполнителей.
6.2 Документация оформляемая в ходе ремонта и после ремонта.
В ходе самого ремонта оформляются такие документы как протоколы контрольных испытаний а также наладки настройки отдельных систем и устройств трансформатора (система регулирования охлаждения азотной защиты масла и др.). При сушке изоляционных деталей или всей активной части составляется протокол сушки с указанием температуры вакуума сопротивления изоляции и т. д. Должны быть представлены сертификаты на металл использованный во всех вновь изготавливаемых деталях и узлах.
Для организации правильного учета затрат связанных с использованием запасных частей и материалов оформляются требования на отпуск их со склада и заказы на изготовление запасных деталей и узлов.
По окончании капитального ремонта трансформатора составляется акт приемки трансформатора из ремонта к которому прилагаются ведомость объема работ капитального ремонта ведомость основных показателей технического состояния трансформатора включающая результаты испытаний вводов и анализа масла справка о затратах на капитальный ремонт .
Приемка трансформаторов из капитального ремонта и подписание акта приемки производится специально назначенной комиссией; при этом в электросетях комиссию по приемке из капитального ремонта трансформатора напряжением 220 кВ и выше должен возглавлять главный инженер ПЭС.
Наряду с составлением акта делается краткая запись о проделанной работе по ремонту трансформатора в его УКК (за подписью руководителя ремонта — бригадира мастера инженера).
При текущем ремонте или работе по техническому обслуживанию трансформатора акт и ведомость не составляются объем проделанной работы отражается только в УКК.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕМОНТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОБОСНОВАНИЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
1. Описание технологического процесса на объекте
Трансформаторная ремонтная мастерская включает следующие участки:
-разборка и мойка трансформаторов;
-ремонта выемной части;
-ремонт вводов крышек разрядников;
-ремонт измерительных трансформаторов;
-изоляционно-обмоточный;
-пропиточно-сушильный;
-химическая лаборатория;
-площадка для установки испытываемых трансформаторов.
Технологический процесс показан на чертеже а также на бланках ЕСТД ГОСТ 3105-74. Расположение технологического оборудования показано на чертеже
2. Производственная программа ремонтной мастерской
Производственная программа ремонтной мастерской представлена в таблице 3.1
Таблица 3.1 – Производственная программа ремонтной мастерской
Трудоемкость чел-час
Тансформаторы силовые до 560кВа 10кВ
Капитальный ремонт с заменой секции
Капитальный ремонт с изготовлением обмоток
Вводы напряжением до 35кВ
Трансформаторы напряжения
Фонд рабочего времени работающего в год. 1855 час