Монтаж электропроводки

Содержание Введение

1. Сведения по объекту монтажа

1.1 Назначение объекта

1.2 Характеристика объекта

1.3 Устройство (эскизы, монтажные схемы, описание)

1.4 Принципиальная схема технологического процесса с описанием ее работы

2. Монтаж силовых трансформаторов

2.1 Безопасность при обслуживании трансформатора

3. Электромонтажные материалы и изделия

3.1 Классификация электропроводок

3.2 Материалы для защиты проводов

3.3 Электроизоляционные материалы

4. Аппаратура для обслуживания силовых трансформаторов

4.1 Особенности конструкций КРУ (КРУН)

4.2 Осмотры и обслуживание КРУ (КРУН)

5. Требования безопасности при обслуживании электроаппаратов

5.1 Защита и автоматика электродвигателей

5.2 Защита расцепителями автоматических выключателей

5.3 Защита максимальными реле тока

5.4 Выбор аппаратуры защиты Список литературы

Введение

Вырабатываемая станциями электрическая энергия поступает к месту потребления через систему взаимосвязанных передающих распределяющих и преобразующих электроустановок.

Передача электроэнергии осуществляется по воздушным линиям электропередач с напряжением от нескольких сот до сотен тысяч вольт. Электрическая энергия по системным воздушным сетям передается с напряжением 35, 110, 150, 220 кВ и выше по шкале номинальных напряжений.

Установки, служащие для приема и распределения электроэнергии, называются распределительными устройствами (РУ). Они содержат коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), а также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы.

К РУ относятся центры питания (ЦП), распределительные пункты (РП), распределительные линии (РЛ).

Центром питания называется РУ генераторного напряжения электростанции или РУ вторичного напряжения понижающей подстанция энергосистем с системой регулирования, к которым присоединяются распределительные сети конкретного района.

Распределительным пунктом называется подстанция промышленного предприятия или городской электрической сети, предназначенная для приема и распределения электроэнергии с одним напряжением без ее преобразования.

Распределительной называется линия, питающая ряд трансформаторных подстанций от ЦП или РП, а также крупные электроустановки.

Распределительные устройства могут быть открытые (ОРУ — все или основное оборудование расположено на открытом воздухе) и закрытые (ОРУ — оборудования расположено в здании). Особо надо выделить наиболее распространенные комплектные распределительные устройства (КРУ), состоящие из полностью или частично закрытых шкафов либо блока со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемые в собранном или полностью подготовленном для сборки в виде и выпускаемые как для внутренней, так и для наружной установки.

Подстанцией называют электроустановку, служащую для преобразования и распределения электроэнергии и состоящею из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств, устройств управления и вспомогательных сооружений.

Подстанция, на которой напряжение переменного тока преобразуется с помощью трансформатора, называется трансформаторной (ТП). Если напряжения переменного тока на ТП преобразуется в более низкое, ее называют понижающей, а если в более высокое — повышающей.

На трансформаторных подстанциях устанавливают трансформаторы, служащие для изменения напряжения. Одновременно с трансформацией напряжения обычно изменяется и число линий. Например, подходят к ТП одна или две линии высокого напряжения, а отходят от нее несколько линий низкого напряжения.

Различают два типа трансформаторных подстанций: открытые, в которых основное оборудование располагается на открытых площадках, и закрытые, оборудование которых размещается в помещениях.

Если на подстанции трансформация напряжения не производится, а изменяется только число линий, то она называется распределительной.

Преобразовательной подстанцией служат для выпрямления переменного тока или преобразования постоянного тока в переменный.

На всех подстанциях устанавливают аппараты для переключения электрических сетей и различные контрольно — измерительные приборы.

Электрические сети подразделяются по напряжению на сети низкого — до 1 кВ и высокого — более 1кВ напряжения.

Большинство промышленных предприятий получают электро-энергию от подстанций. На подстанциях устанавливаться два и более трансформаторов, через которые энергия от энергосистемы по линиям высокого напряжения (35, 110 или 220 кВ) передается на секционированные рабочие (или резервные) шины с напряжением 6.10 кВ.

Подстанция, питающееся не посредственно от энергетической системы (либо заводской электростанции), называется главной понижающей подстанцией (ГПП) предприятия, а подстанция, на которой напряжение понижается не посредственно для питания электроприемников одного или нескольких цехов, — цеховой трансформаторной подстанцией (ТП).

Трансформаторные и преобразовательные подстанции, как и распределительные устройства, поставляются комплектными (КТП, КПП) в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.

Измерение тока и напряжения на шинах распределительных устройств и электрических цепях производится с помощью трансформаторов тока или трансформаторов напряжения, служащих для понижения тока или напряжения первичных цепей электроустановок переменного тока, а так же для питания катушек измерительных приборов, устройств релейной защиты и автоматики, при соединяемых к их вторичным обмоткам.

Применения измерительных трансформаторов позволяет: измерять любые напряжения и токи обычными измерительными приборами со стандартными обмотками, рассчитанными на напряжения 100 В и ток 5 А;

Отделять измерительные приборы и реле от напряжений с выше 380 В, обеспечивая безопасность их обслуживания.

1. Сведения по объему монтажа

1.1 Назначение объекта Трансформатором называют статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более индуктивно связанных обмотки и предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем переменного тока в одну или несколько других систем переменного тока. Трансформаторы, предназначенные для преобразования электрической энергии в электрических сетях и установках, приема и использования электрической энергии, называют силовыми трансформаторами. К силовым трансформаторам относятся трех — и многофазные трансформаторы мощностью 6,3 кВ • А и более, однофазные мощностью 5 кВ • А и более.

Трансформатор, у которого первичной обмоткой является обмотка низшего напряжения, называют повышающим, а если первичной обмоткой является обмотка высшего напряжения — понижающим.

Трансформатор, в магнитной системе которого создается трехфазное магнитное поле, называют трехфазным, а у которого создается однофазное магнитное поле — однофазным.

Мощность всех установленных в народном хозяйстве трансформаторов в 5−6 раз больше мощности генераторов, вырабатывающих электрическую энергию.

При работе трансформатора электродвижущая сила взаимоиндукции возникает, например, в катушке 2, когда в другой (1) проходит ток, создающий переменный магнитный поток Ф₀ (рис. 1). Силовые линии магнитного поля, возникающие вокруг катушки 1, проникают в другую катушку и пересекают ее витки. При этом в катушке 2 создается электродвижущая сила (эдс) взаимоиндукции.

Если концы катушки 2 соединить с приемником электрической энергии, то эдс взаимоиндукции создает в нем ток, т. е. передает ему некоторую энергию. Эту энергию катушка 2 получает с помощью магнитного поля, созданного током катушки 1, при этом источник тока мгновенно пополнит эту энергию. Следовательно, на основе магнитной связи происходит переход энергии источника из одной катушки в другую.

Рис. 1. Магнитная связь двух катушек, обтекаемых переменным током:

1 — катушка (обмотка) первичной цепи; 2 — катушка вторичной цепи;

3 — реостат для изменения тока в первичной цепи Проходящий в первой катушке и создающий вокруг нее магнитное поле ток называют возбуждающим или первичным и обозначают I₁. Электрическую цепь, составленную из источника тока, соедини тельных проводов и катушки 1, называют первичной. Магнитное поле пересекает не только витки щ₂ катушки 2, но и витки щ₁ катушки 1 Поэтому эдс возникает и в первичной катушке; ее называют эдс самоиндукции и обозначают е₁.

Электродвижущую силу взаимоиндукции, возникающую в катушке 2, называют вторичной и обозначают е₂ и электрическую цепь, соединенную с этой катушкой, называют вторичной. Ток проходящий во вторичной цепи, называется вторичным и обозначается I₂. По правилу Ленца этот ток направлен так, что своим магнитным действием препятствует причине, его вызвавшей.

Магнитная индукция, т. е. интенсивность магнитного поля, пропорциональна току и зависит от числа витков первичной обмотки и свойств среды (от магнитной проницаемости), в которой расположены витки. Для стали магнитная проницаемость во много раз больше магнитной проницаемости воздуха. Поэтому для усиления магнитного поля, созданного первичным током, катушки обмотки помещают на сердечник, изготовленный из пластин специальной электротехнической стали. Комплект пластин из электротехнической стали, собранный в такой геометрической форме, которая позволяет сконцентрировать в ней основную часть магнитного поля, составляет магнитную систему, или магнитопровод, трансформатора. Часть магнитопровода, на которой располагают катушки обмотки, называют сердечником.

Режимом холостого хода трансформатора называют режим работы при питании одной из обмоток трансформатора от источника с переменным напряжением и при разомкнутых других обмотках. Работа трансформатора в режиме холостого хода показана на рис. 2.

Рис. 2. Первичная и вторичная обмотки на магнитопроводе: а — режим холостого хода; б — режим нагрузки; 1 — первичная обмотка; 2 — вторичная обмотка; 3 — рубильник; 4 -магнитопровод

К первичной обмотке 1 подведено переменное напряжение, а вторичная обмотка 2 разомкнута. Такой режим работы будет у реального трансформатора, если он подключен к сети, а нагрузка, питаемая от его вторичной обмотки, еще не включена. По первичной обмотке трансформатора проходит ток I₀, в то же время по вторичной обмотке тока нет, так как цепь ее разомкнута. Ток I₀, проходя по первичной обмотке, создает в магнитопроводе 4 синусоидально изменяющийся поток Ф₀, который из-за магнитных потерь отстает по фазе от тока на угол потерь д.

Переменный магнитный поток Ф₀ при своем изменении пересекает обе обмотки трансформатора. В них возникают эдс: в первичной обмотке — эдс самоиндукции е₁, во вторичной обмотке — эдс взаимоиндукции е₂. Величины эдс (В) определяют по формулам:

е₁ = 4,44f щ₁ Ф_0макс10^-8,

е₂ = 4,44f щ₂ Ф_0макс10^-8,

где щ₁ и щ₂ — числа витков в обмотках; f — частота, Гц; Ф_0макс -максимальное значение магнитного потока. Разделив е₁ на е₂, получим е₁ / е₂ = щ₁ / щ₂.

Следовательно, эдс в обмотках трансформатора пропорциональны количеству витков.

Отношение числа витков щ₁ / щ₂ = К называют коэффициентом трансформации. Если необходимо повысить полученное от генератора напряжение в 10 или 1000 раз, то необходимо так подобрать обмотки трансформатора, чтобы число витков щ₂ вторичной обмотки было больше числа витков щ₁, первичной обмотки соответственно в 10 или 1000 раз. В этом случае вторичная обмотка будет обмоткой высшего напряжения (ВН), а первичная — обмоткой низшего напряжения (НН). Если необходимо снизить напряжение, то первичное напряжение подводят к обмотке ВН, а к обмотке НН подключают приемники электрической энергии.

Если включить вторичную обмотку трансформатора (см. рис. 1, б) на внешнюю цепь, замкнув рубильник 3, то трансформатор перейдет из режима холостого хода в режим нагрузки. При включении Рубильника в цепи вторичной обмотки появится ток нагрузки I₂. Он создает свой переменный магнитный поток Ф₂. Большая часть потока Ф₂ замыкается по магнитопроводу трансформатора, а меньшая часть Ф_р2 — по воздуху вокруг витков вторичной обмотки; она составляет Магнитный поток рассеяния.

Ток вторичной обмотки по правилу Ленца противодействует причине его вызвавшей, т. е. имеет направление, противоположное току I₀, поэтому и его магнитный поток Ф₂ направлен навстречу потоку Ф₀.

Если уменьшить поток Ф₀, то это вызовет уменьшение эдс самоиндукции е₁ в первичной обмотке. Эдс самоиндукции, как известно, направлена против приложенного напряжения U₁, и ее увеличение или уменьшение соответственно уменьшает или увеличивает первичный ток. При неизменном первичном напряжении U₁ эдс е₁ также остается неизменной, следовательно, и магнитный поток Ф₀ остается практически неизменным при любых нагрузках (токах I₁ и I₂) трансформатора. Итак, в трансформаторе при увеличении вторичного тока от нуля до I₂ происходит автоматическое увеличение первичного тока от I₀ до I₁.

Подобные процессы происходят и при уменьшении вторичного тока.

В режиме холостого хода потребляемая трансформатором активная мощность расходуется только на покрытие потерь в стали магнитопровода и в первичной обмотке от тока холостого хода (I²₀r₁). Потери, возникающие при этом в магнитопроводе, называют магнитными и обозначают Р_м а суммарные потери в режиме холостого хода (при номинальных первичном напряжении и частоте) называют потерями холостого хода и обозначают Р₀:

Р₀ = Р_м + I²₀r₁,

где r₁ — активное сопротивление первичной обмотки.

Особенностью потерь холостого хода является их постоянство и независимость от режима нагрузки трансформатора.

В трансформаторе различают потери активной мощности, не зависящие от нагрузки (Р₀); нагрузочные (Р_нагр) и добавочные (Р_доб) потери, определяемые режимом работы (величиной нагрузки) трансформатора:

УР = Р₀ + Р_нагр + Р_доб.

Мощность Р₁, получаемая трансформаторами из сети, расходуется на полезную мощность Р₂, передаваемую потребителю, и на суммарные потери УР:

Р₁ = Р₂ + УР.

Отсюда кпд трансформатора определяют так:

Полезную мощность, передаваемую потребителю, определяют как Р₂ = U₂I₂cosц₂, где U₂ и I₂ — вторичные напряжения и ток нагрузки, а cosц₂ — коэффициент мощности, зависящий от характера нагрузки (активная, индуктивная, смешанная). При чисто активной нагрузке (например, осветительная электросеть) угол сдвига векторов вторичных тока и напряжения равен нулю, т. е. cosц₂ = 1 и Р₂ = U₂ I₂. В табличке паспортных данных трансформатора при выпуске с завода указывают полную (или кажущуюся) мощность трансформатора в киловольт-амперах, т. е.

S = U₂ I₂ • 10^-3,

где I₂ и U₂ — указанные в табличке паспортных данных вторичные токи и напряжения трансформатора.

Потребляемую трансформатором мощность можно записать так: Р₁ = U₁I₁cosц₁, где U₁ и I₁ — номинальные значения первичных напряжения и тока; ц₁ — угол сдвига векторов первичных напряжения и тока, определяемый величиной потребляемой трансформатором реактивной мощности.

Если соединительные провода, идущие от вторичной обмотки, замкнуть в точках, а и б, расположенных до приемника энергии (рис. 3), то возникает короткое замыкание вторичной обмотки трансформатора.

Рис. 3. Короткое замыкание на выводах вторичной обмотки трансформатора: 1 — первичная обмотка; 2 — вторичная обмотка; 3 — магнитопровод В этом режиме вторичная обмотка будет продолжать получать энергию из первичной обмотки и отдавать ее во вторичную цепь, которая состоит теперь только из обмотки и части соединительных проводов. Трансформаторы выдерживают, как правило, короткие замыкания в те весьма малые промежутки времени, пока защита не отключит их от сети. За время работы (15−20 лет) трансформатор допускает несколько тяжелых коротких замыканий. Поэтому он должен быть так спроектирован и изготовлен, чтобы они не разрушили его и не привели к аварии. В этом отношении весьма существенную роль играет одна из важнейших характеристик трансформатора — напряжение короткого замыкания. Напряжением короткого замыкания U_K называют напряжение, которое следует приложить к одной из обмоток (при другой короткозамкнутой), чтобы в обмотках установились номинальные токи I₁ и I₂. Зная U_K, легко определить ток короткого замыкания в обмотке. Ток I_1к будет во столько раз больше номинального тока I₁, во сколько первичное Напряжение U₁ больше U_к т. е.

Учитывая, что U_K обычно выражают в процентах U₁ получим Так, если U_K равно 5%, то ток I_1к в 100/5 = 20 раз больше тока I₁ при нормальной работе трансформатора.

Величины напряжений короткого замыкания в России стандартизованы для всех трансформаторов общего назначения в зависимости от их мощности и класса напряжения. ГОСТ 11 920– — установил для трансформаторов мощностью 1000−2500 кВ • А величину U_K равную 5,5% для обмоток ВН на 10 кВ, и 6,5% - для обмоток ВН на 35 кВ. Для трансформатора мощностью 6300 кВ • А с обмотками ВН на 35 кВ величина U_K должна быть 7,5%, а для трансформатора мощностью 80 000 кВ • А — 9,5%. Некоторые специальные трансформаторы, работающие в режимах частых коротких замыканий, по стандарту должны иметь еще более высокие U_K — до 10 и даже до 14%.

1.2 Характеристика объекта Характеристика объекта с приведением технических и объемных показателей (паспортные данные, перечень оборудования, электроконструкций и материалов) Питание электроприемников участков осуществляется от стационарных (УГШ) и передвижных (ПУПП) участковых понизительных подстанций. Эти подстанции должны располагаться как можно ближе к электроприемникам, так как при слишком большом расстоянии падение напряжения в питающем кабеле настолько велико, что нормальная работа двигателей не может быть обеспечена. Периодически приходится переносить подстанции на новое место.

Действующими ПБ использование маслонаполненных трансформаторов в участковых подстанциях запрещено (§ 436 ПБ).

В связи с тем, что в последнее десятилетие налажен серийный выпуск сухих трансформаторов и КРУ типа ЯВ-6400 с безмасляными выключателями, стационарные подстанции для питания электроприемников очистных и подготовительных участков практически не применяются. В настоящее время они в основном сооружаются для питания стационарных установок, например конвейеров в капитальных выработках.

В качестве ПУПП широко применяются трансформаторные взрывобезопасные передвижные подстанции с сухим трансформатором (во взрывонепроницаемой оболочке) серии ТСШВП и кварценаполненные — серии ТКШВП. В настоящее время подстанции ТКШВП сняты с производства, но большое число их пока находится в эксплуатации.

Подстанции ТСШВП выпускают мощностью 100, 160 и 250 кВ • А с номинальным напряжением вторичной обмотки U_2ном ⁼ 400 В при соединении ее в треугольник и 690 В при соединении в звезду и мощностью 400 и 630 кВ • А с напряжением U_2ном = 690 В. Подстанции ТСШВП состоят из силового трансформатора 2 (рис. 4, а), распределительных устройств высшего (РУВН) 1 и низшего (РУНН) 3 напряжения и ходовой части 4, состоящей из стандартных скатов шахтных вагонеток на колею 600 или 900 мм.

На рис. 4, б показана электрическая схема подстанций ТСШВП мощностью 100, 160 и 250 кВ • А. Начала и концы обмотки низшего напряжения (НН) выведены через проходные изоляторы в отделение РУНН, где обмотка может быть соединена в звезду или в треугольник. На стороне ВН трансформатора предусмотрена возможность изменения числа включенных витков, т. е. изменения коэффициента трансформации на ± 5% от номинального.

В отделении РУВН установлен разъединитель-выключатель нагрузки QS и блокировочная кнопка SQ.

В отделении РУНН расположены: автоматический выключатель QF типа А3722У на ток 250 А для подстанций мощностью 100 и 160 кВ • А или А3732У на ток 400 А для подстанций мощностью 250 и 400 кВ • А; устройство (блок) МТЗ типа УМЗ блок защиты подстанции БЗП-1А; малогабаритные вольтметр с добавочным резистором и амперметр, включенный через трансформатор тока ТА1 (рис. 4, б).

Защита от длительных перегрузок осуществляется тепловой защитой, в которой контролирующим элементом является терморезистор RK, закрепленный на обмотке НН.

Защита от токов утечки осуществляется с помощью реле утечки (в блоке БЗП-1А), схема которого аналогична схеме УАКИ. При срабатывании этой и тепловой защиты контакты соответствующих реле К и К1 замыкают цепь катушки независимого расцепителя F что вызывает отключение автоматического выключателя QF.

В подстанции имеется электромеханическая блокировка, не допускающая отключения разъединителя QS при включенных автоматическом выключателе QF и высоковольтном КРУ (на схеме не показана). Эта блокировка состоит из: диска I с вырезом, закрепленного на валу II разъединителя QS; блокировочного вала IV с закрепленным на нем кулачком III; кнопки SQ, на которую воздействует блокировочный вал IV при постановке его рукоятки в положение «Нейтральное». В этом положении (оно показано на рис. 4, б) контакт 3−4 кнопки SQ замыкается и отключает вык чатель QF, контакт 1−2 размыкается в цепи нулевой катушки КРУ, к чок III позволяет отключить разъединитель QS.

Место установки подстанций, способ и шаг их передвижки определяют в зависимости от конкретных условий участка: системы разработки, способ доставки угля и др. Подстанции должны устанавливаться в местах, где капежа, или иметь перекрытие для защиты от капежа.

Передвижные подстанции в откаточных выработках устанавливают обычно в нишах или уширениях. Они должны быть защищены от повреждения движущимся транспортом, для чего у разминовки необходимо установить барьер, исключающий возможность заезда состава на участок рельсового пути, занятый подстанцией. С торцевых сторон подстанции должны быть предусмотрены площадки, а со стороны РУВН — деревянная решетка на изоляторах.

В конвейерных выработках достаточной высоты целесообразно располагать подстанции со снятыми скатами над конвейером на специальных paмах. В случае питания электроприемников участка через энергоскважины низким напряжением участковая трансформаторная подстанция устанавливается возле скважины. В этих подстанциях применяют масляные трансформаторы ТМ (общего назначения). При большом сроке службы подстанция выполняется стационарной в виде трансформаторного киоска из бетона или кирпича, при малом сроке — передвижной, для чего все оборудование подстанции устанавливают на общей раме с полозьями. Передвигают подстанцию с помощью трактора.

1.3 Устройство (эскизы, монтажные схемы, описание) монтаж трансформатор электроаппарат электропроводка Параметры номинального режима работы трансформаторов.

К ним относятся напряжение, сила тока, частота и др. Параметры указываются на заводском щитке каждого из них. При номинальных параметрах трансформаторы могут работать неограниченно долго, если условия охлаждающей среды соответствуют номинальным. Номинальными условиями охлаждающей среды являются:

— температура охлаждающего воздуха не выше +40 °С и не ниже -45 ^оС при масляно-воздушном охлаждении;

— температура охлаждающей воды у входа в охладитель не выше +25 °С при масляно-водяном охлаждении;

— среднесуточная температура воздуха не выше +30 °С.

Если температура воздуха или воды превышает соответственно +40 или +25 °С, то нормы нагрева должны снижаться на столько, на сколько температура воздуха или воды превышает +40 и +25 °С соответственно.

Для автотрансформаторов характерны три основных рабочих режима: автотрансформаторный, трансформаторный и комбинированный трансформаторно-автотрансформаторный. В автотрансформаторном режиме ВН-СН и СН-ВН автотрансформатор может передать полную номинальную мощность, хотя его обмотки и магнитопровод рассчитаны только на типовую мощность. В трансформаторном режиме ВН-НН или НН-ВН возможна передача только типовой мощности.

Наибольший интерес представляют комбинированные режимы. В этих режимах допустимая нагрузка ограничивается током в обмотке ВН. При номинальном токе в обмотке ВН возрастание нагрузки НН должно сопровождаться соответствующим снижением нагрузки обмотки СН, и наоборот. Перераспределение нагрузок между обмотками СН и НН производится персоналом согласно местным инструкциям, при этом пользуются специальными таблицами и графиками.

Допустимые перегрузки. Срок естественного износа трансформатора, работающего в номинальном режиме, составляет примерно 25 лет (ГОСТ 11 677 — 85, п. 3.4). Срок определяется старением изоляции обмоток — бумаги, тканей, лаков и других материалов — под влиянием температур, превышающих допустимую для данного класса изоляции. Процесс старения ведет к изменению исходных электрических, механических и химических свойств изоляционных материалов.

По рекомендациям Международной энергетической комиссии (МЭК) для нормального суточного износа изоляции трансформатора температура наиболее нагретой точки обмоток не должна превышать + 98 °C. Если температуру увеличить на 6 °C, срок службы изоляции сократится почти вдвое. Здесь под температурой наиболее нагретой точки подразумевается температура наиболее нагретого внутреннего слоя обмотки верхней катушки трансформатора.

Температура верхних слоев масла при нормальной нагрузке трансформатора и максимальной температуре охлаждающей среды (среднесуточная температура охлаждающего воздуха +30 °С, температура охлаждающей воды +25 °С у входа в охладитель) не должна превышать следующих максимально допустимых значений: +95 °С — в трансформаторах, имеющих естественное масляное охлаждение (М) или дутьевое охлаждение (Д); +75 ^оС — в трансформаторах, имеющих циркуляционное охлаждение с принудительной циркуляцией масла и воздуха (ДЦ), если в технических условиях на трансформатор заводом-изготовителем не оговорена другая температура; +70 ^оС — в трансформаторах, имеющих масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла (Ц), на входе в маслоохладитель, если в технических условиях не оговорена другая температура.

В энергосистемах трансформаторы работают с переменной нагрузкой в условиях постоянно меняющейся температуры охлаждающей среды. Большая часть из них (а, следовательно, и изоляция) не несет номинальной нагрузки в течение всего срока службы. Другая часть трансформаторов, наоборот, систематически перегружается, что ускоряет износ изоляции. Очевидно, что оба варианта экономически нецелесообразны. Оптимальным для трансформатора должен быть такой режим работы, при котором износ его изоляции был бы близок к расчетному. Наилучшее использование изоляции трансформаторов достигается загрузкой их в соответствии с так называемой нагрузочной способностью, которая предусматривает кратковременные режимы работы с перегрузкой.

Согласно ПТЭ допускается длительная перегрузка масляных трансформаторов по силе тока на 5%, если напряжение обмоток не выше номинального, при этом для обмоток с ответвлениями нагрузка не должна превышать более чем в 1,05 раза номинальный ток ответвления. Однако в некоторых случаях допустимая перегрузка для полного использования изоляции трансформатора оказывается недостаточной. Тогда продолжительность и значения перегрузок трансформаторов мощностью до 100 MB • А, изготовленных в соответствии с ГОСТ 11 677– — 85, находят по графикам нагрузочной способности в зависимости от суточного графика нагрузки, эквивалентной температуры охлаждающей среды и постоянной времени трансформатора для эквивалентной температуры воздуха +20 ^оС. Графики нагрузочной способности трансформаторов и методика пользования ими приведены в ГОСТ 14 209– — 85. Применение указаний ГОСТ 14 209– — 85 допускается и для трансформаторов мощностью более 100 MB • А, если в стандартах и технических условиях на такие трансформаторы нет иных указаний по нагрузочной способности.

Трансформаторы с расщепленными обмотками допускают такие же перегрузки каждой ветви, отнесенные к ее номинальной мощности, как и трансформаторы с нерасщепленными обмотками.

Систематические перегрузки, определяемые по графикам нагрузочной способности, допускаются не более 1,5-кратного значения номинального тока и только по согласованию с заводом-изготовителем.

В эксплуатационной практике нередки случаи, когда при наступлении перегрузки у оперативного персонала отсутствует по той или иной причине суточный график нагрузки и персонал не может воспользоваться графиками нагрузочной способности для определения допустимой перегрузки. В таких случаях рекомендуется пользоваться данными в зависимости от системы охлаждения трансформатора. Систематические перегрузки, допустимые вслед за нагрузкой ниже номинальной, устанавливаются в зависимости от превышения температуры верхних слоев масла над температурой охлаждающей среды, которое определяется не позднее начала наступления перегрузки. Заметим, что перегрузки в меньшей степени используют перегрузочную способность трансформаторов, чем перегрузки, определяемые по графикам нагрузочной способности, и превышения температуры отдельных частей перегружаемого трансформатора не выходят за пределы значений, допускаемых нормами.

Допустимая перегрузка трансформаторов с охлаждением Д при отключенных вентиляторах определяется по отношению к мощности, которую они имеют без дутья (охлаждение М). Поэтому такие трансформаторы допускают работу с номинальной нагрузкой в течение следующего времени:

Температура окружающего воздуха, °С… -15 -10 -0 +10 +20 +30

Допустимая длительность нагрузки, ч… 60 40 16 10 6 4

Оба вида перегрузок (по нагрузочной способности и однопроцентному правилу) могут применяться одновременно при условии, если суммарная нагрузка не превышает 150% от номинальной мощности трансформатора.

При авариях, например при выходе из работы одного из параллельно работающих трансформаторов и отсутствии резерва, разрешается аварийная перегрузка оставшихся в работе трансформаторов независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды. По сравнению с номинальным износом изоляции аварийные перегрузки повышают износ изоляции. Однако форсированный износ изоляции считается обоснованным, так как сокращение расчетного времени работы изоляции трансформатора наносит меньший ущерб, чем отключение потребителей. Перегрузка в аварийных режимах работы масляных трансформаторах допускается:

Перегрузка потоку, %… 30 45 60 70 100 200

Длительность перегрузки, мин… 120 80 45 20 10 1,5

Приведенные аварийные нагрузки даны в процентах от номинальной мощности и применимы ко всем трансформаторам и автотрансформаторам, кроме тех, перегрузка которых оговорена заводом-изготовителем. За время аварийной перегрузки персонал обязан принять меры по замене поврежденного оборудования резервным, а по истечении указанного срока обязан разгрузить перегруженные трансформаторы до номинальной мощности отключением части потребителей. Величины и время аварийных перегрузок должны контролироваться. Неконтролируемые перегрузки могут привести к повреждению трансформаторов и развитию аварии.

Помимо систематических перегрузок в зимние месяцы допускаются 1% перегрузки трансформаторов на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на 15%. Это правило применяется в том случае, когда максимум летнего графика нагрузки не превышал номинальной мощности трансформатора.

Трансформаторы допускают длительную работу при повышении подводимого напряжения при условии, что линейное напряжение на любой обмотке не превышает наибольшего рабочего напряжения, установленного государственным стандартом:

Класс напряжения, кВ… 3 6 10 15 20 35

Наибольшее рабочее напряжение, кВ… 3,5 6,9 11,5 17,5 23 40,5

Класс напряжения, кВ… ПО 150 220 330 500 750

Наибольшее рабочее напряжение, кВ… 126 172 252 363 525 787

Допускается повышение напряжения сверх номинального напряжения любого ответвления трансформатора и номинального напряжения любой обмотки, не имеющей ответвлений: длительно, но не более чем на 5% при нагрузке не более номинальной; длительно, но не более чем на 10% при нагрузке не более 0,25 от номинальной для всех трансформаторов и при нагрузке не более номинальной для трансформаторов, работающих в блоке с генераторами, а также для автотрансформаторов без ответвлений в нейтрали и работающих без регулировочных в нейтрали; кратковременно (до 6 ч в сутки) на 10% при нагрузке не более номинальной.

1.4 Принципиальная схема технологического процесса с описанием ее работы Теплопередача в трансформаторе. Теплота, выделяющаяся в обмотках, магнитопроводе и стальных деталях конструкции работающего трансформатора, рассеивается в окружающей среде, при этом процесс передачи теплоты может быть разбит на два этапа: передача теплоты от обмоток и магнитопровода охлаждающему маслу и передача теплоты от масла окружающей среде. На первом этапе передача теплоты определяется превышением температуры обмоток и магнитопровода над температурой масла, на втором — превышением температуры масла над температурой окружающей среды.

Принято считать, что охлаждающее устройство масляного трансформатора состоит из системы внутреннего охлаждения, обеспечивающей передачу теплоты на первом этапе охлаждения, и системы наружного охлаждения, обеспечивающей передачу теплоты на втором этапе.

Элементами системы внутреннего охлаждения являются горизонтальные и вертикальные каналы в обмотках и магнитопроводе, а также специальные трубы и изоляционные щиты, создающие направленную циркуляцию масла по каналам. Все элементы системы внутреннего охлаждения находятся внутри бака трансформатора, поэтому визуальный контроль за их состоянием невозможен.

Система наружного охлаждения включает в себя маслоохладители, фильтры, насосы, вентиляторы и другое оборудование, расположенное в наружной части трансформатора. За работой этого оборудования ведется систематический контроль.

Системы охлаждения. На подстанциях энергосистем применяются трансформаторы отечественного производства с системами охлаждения «М», «Д», «ДЦ» и «Ц». На электростанциях применяют более совершенные системы охлаждения, например типа «МЦ» и др.

Масляные трансформаторы изготовляют мощностью до 16 MB • А — с естественным масляным охлаждением (М); мощностью 100 MB • А — с масляным охлаждением и принудительной вентиляцией (Д); мощностью 63 MB-А и более — с масляным охлаждением и принудительной циркуляцией масла (ДЦ). Мощные трансформаторы изготовляют также с принудительной циркуляцией масла через масловодяной охладитель (Ц), с принудительной циркуляцией масла (МЦ).

При ручном управлении включение в работу системы охлаждения производится после включения трансформатора в сеть: сначала включают в работу масляный насос и проверяют циркуляцию масла в маслоохладителе, затем подают охлаждающую воду и проверяют соотношение давления воды и масла. При необходимости регулируют давление воды. Маслоохладители в системе масловодяного охлаждения снижают температуру масла на 10…15 °С и способны поддерживать температуру верхних слоев масла на уровне 50… 55 °C. Поэтому подачу охлаждающей воды в маслоохладители производят при температуре не ниже 15 °C. Циркуляцию воды прекращают при понижении температуры масла до 10 ^оС. Отключение масловодяного охлаждения производят после отключения трансформатора от сети: сначала прекращают доступ воды в маслоохладитель, а затем отключают маслонасос.

Схема шкафа при автоматическом управлении обеспечивает следующие процессы: автоматическое включение пускового насоса при подаче напряжения на трансформатор, если температура верхних слоев масла в баке выше 15 °C; отключение пускового насоса при отключении трансформатора от сети, а также при включении рабочего насоса; включение рабочего насоса при подаче напряжения на трансформатор, если температура масла равна или превышает 15 °C; отключение рабочего насоса при снятии напряжения с трансформатора или снижении температуры масла ниже 15 °C (только после закрытия задвижки подачи воды); включение нагревателей в шкафу при температуре окружающей среды — 20 ^оС; включение резервного насоса вместо рабочего, вышедшего из строя; включение резервного источника питания при исчезновении напряжения в основной питающей сети; защита насосов от перегрузки, КЗ и обрыва фазы электродвигателя, что часто бывает при нарушении контакта в предохранителе вследствие повышенной вибрации.

2. Монтаж силовых трансформаторов Технология монтажа силовых трансформаторов предусматривает следующую последовательность работ:

— приемка монтажной площадки или помещения для монтажа;

— приемка трансформатора в монтаж, проверка герметичности;

— предварительная оценка состояния изоляции;

— ревизия трансформатора (в случае необходимости);

— подготовка узлов и деталей трансформатора;

— подготовка к контрольному прогреву, подсушке и сушке; сушка трансформатора (при необходимости после предварительной оценки состояния изоляции);

— испытание и наладка, включение трансформатора.

На стадии подготовки предприятие-заказчик должно поставить на монтажную площадку необходимое подъемно-транспортное такелажное, инвентарное оборудование, обеспечить наличие электроэнергии, материалов, инструментов и приспособлений, а также готовность фундаментов с рельсовыми путями.

Поскольку трансформаторы имеют большие массы, в их монтаже значительное место занимают такелажные работы.

Перевозку трансформаторов осуществляют, как правило, железнодорожным или автомобильным транспортом соответствующей грузоподъемности (автомашинами, тракторными прицепами и др.); на шоссейных или грунтовых дорогах допускается применять специальные сани, конструкция которых должна соответствовать нормам на перевозку, схемам погрузки и способам крепления на безрельсовом транспорте.

Перевозка трансформаторов волоком или на металлических листах запрещается.

Выгрузку трансформаторов производят подъемными кранами. Сняв все распорки, упоры и растяжки, укрепляющие трансформатор на платформе, его поднимают за четыре крюка, приваренных к стенам бака, а небольшой трансформатор — за подъемные рамы на крышке.

Стропы для подъема трансформаторов подбирают такой длины, чтобы угол расхождения их ветвей не превышал 60°, а угол наклона к вертикали — 30°. Увеличение угла расхождения стропов и наклона к вертикали вызывает усиление натяжения. При невозможности выполнения этого условия применяют траверсу.

В местах соприкосновения стропов с острыми краями груза необходимо подкладывать прокладки для предохранения тросов от перетирания. Последние не должны касаться выступающих частей трансформатора (вентилей, радиаторов, вводов, выхлопной трубы и др.). Сначала делают пробный подъем трансформатора на высоту до 200 мм, затем опускают его на место и, если не обнаружено никаких отклонений, приступают к разгрузке.

Перед началом разгрузки необходимо убедиться, что масса разгружаемого трансформатора соответствует допустимой нагрузке Крана, а также испытать его тормозные устройства. При отсутствии крана трансформаторы выгружают с помощью лебедок и домкратов. После выгрузки и транспортировки трансформатор надо подготовить к монтажу или длительному хранению. Соблюдение условий доставки и хранения трансформаторов обеспечивает возможность их включения без предварительной сушки.

Трансформатор принимает заказчик вместе с представителем транспортирующей организации. При внешнем осмотре проверяется надежность его крепления на платформе, наличие и исправность комплектующих приборов и изделий по накладной поставщика и ведомости демонтажа, отсутствие вмятин на баке, радиаторах, расширителе, выхлопной трубе, герметичность уплотнений, целость сварных швов и фарфоровых вводов, а также сохранность пломб на всех кранах для масла. Результаты приемки оформляются актом.

Расширитель, поступивший отдельно, при невозможности немедленной его установки на трансформатор следует освободить от Остатков масла, промыть сухим маслом и тщательно уплотнить все его пробки и заглушки. Вспомогательную аппаратуру (газовое реле, термометры, оборудование для охлаждающего устройства, запасной изоляционный материал) хранят в закрытом сухом месте в заводской упаковке.

Выхлопную трубу, каретку с катками и другие детали, транспортируемые без специальной упаковки, можно хранить на деревянных настилах под навесом, защищающим их от прямого попадания осадков.

При приемке в монтаж трансформаторы тщательно осматривают. Проверяют крепления, целость сварных швов, отсутствие течи масла из бака, комплектность деталей (соответствие заводским упаковочным документам, спецификациям и техническим условиям на поставку). Осматривают и проверяют состояние радиаторов, вводов, расширителей, вспомогательных деталей и др. Убеждаются в отсутствии поломок, повреждений, заводских дефектов, а также в сохранности отделки и окраски, наличии пломб на масляных кранах. Поверхности фарфоровых деталей должны быть полностью покрыты глазурью, не иметь трещин и отбитых краев.

Приемка трансформатора в монтаж оформляется соответствующим актом. Одновременно заказчик получает техническую документацию завода-изготовителя: паспорт, протоколы испытаний, ведомость демонтажа и др.

2.1 Безопасность при обслуживании трансформатора В трансформаторах содержатся сотни килограммов масла, разлив и загорание которого опасно. Поэтому здания, в которых устанавливаются трансформаторы, должны иметь I или II степень огнестойкости, т. е. сооружаться из негорючих материалов, способных противостоять действию огня в течение 2−3 ч. Открытая установка трансформаторов допускается вблизи стен промышленного предприятия, обслуживаемого или технологически связанного с этим трансформатором. Расстояния от трансформаторов до стен промышленных предприятии или жилых зданий должны быть не менее 7−10 м.

Для защиты от случайных прикосновений к токоведущим частям или к баку открыто установленные трансформаторы в производственных помещениях ограждаются сетчатой перегородкой высотой не менее 2 м. В ОРУ трансформаторы, у которых нижняя кромка фарфора изоляторов расположена над уровнем планировки менее 2,5 м, ограждают на высоту не менее 1,7 м.

Двери закрытых трансформаторных подстанций и камер запирают на замок. На дверях укрепляют предупредительный плакат. На баках надписывают порядковый номер трансформатора и его мощность.

При единоличном осмотре нельзя заходить в камеру трансформатора: следует стоять перед барьером. Если трансформатор осматривают два лица (старший с IV квалификационной группой), то одному из них разрешается войти в камеру и проверить показания термометров, состояние кожухов, отсутствие течи масла, его уровень в расширителе, состояние устройств маслоохлаждения и маслосбора, отсутствие нагрева контактов, исправность сигнализации, заземления. В случае пожара масло из баков трансформаторов быстро сливают в дренаж (гравий или щебень) и отводят в безопасное место. Для этого под трансформатором имеется яма с гравийной засыпкой толщиной 0,25 м. Она выступает за габариты аппарата на 0,6−1 м. Такой маслоприемник рассчитан на случай аварийного разлива всего объема масла. Бетонированный маслоприемник вмещает не менее 20% масла с отводом его в дренажную систему.

Мощные трансформаторы отделяются перегородкой из негорючего материала с пределом огнестойкости не менее 1,5 ч.

3. Электромонтажные материалы и изделия Для монтажа электроустановок применяют материалы и изделия, которые можно условно разделить на четыре группы: провода, шнуры и электрические кабели; электроизоляционные материалы и изделия; металл и трубы; монтажные и установочные изделия. Провода, шнуры и электрические кабели. Согласно ГОСТ 15 845–70 проводом называется изделие, состоящее из одной неизолированной или одной или нескольких изолированных жил, поверх которых в зависимости от условий прокладки и эксплуатации имеется (или отсутствует) неметаллическая оболочка или оплетка, либо из одной изолированной проволоки или нескольких изолированных друг от друга проволок, имеющих одну общую обмотку или оплетку из изолирующего материала (обмоточные провода). Шнуром называется провод с особо гибкими изолированным" жилами сечением не более 1,5 мм² каждая. Кабельным называется электротехническое изделие, предназначенное для передачи на расстояние по проводникам электрической энергии и сигналов связи или для изготовления обмоток электрических машин, аппаратов и приборов. Провода разделяются на изолированные и неизолированные, защищенные и незащищенные. Для прокладки воздушных линий применяют алюминиевые, сталеалюминиевые, медные, бронзовые и стальные неизолированные (голые) провода. Изолированные провода имеют только алюминиевые и медные токопроводящие жилы. В качестве электрической изоляции жил проводов применяют резину и пластмассу.

3.1 Классификация электропроводок Канализация электрической энергии от места ее производства до места потребления осуществляется электропроводками и шинопроводами (токопроводами), кабельными и воздушными линиями.

Электропроводкой называют совокупность проводов и кабелей с относящимися к ним креплениями, поддерживающими и защитными конструкциями. Электропроводки имеют большое количество различных конструктивных форм, определяющих методы их монтажа. Они разделяются на внутренние и наружные (по месту прокладки) и на открытые и скрытые (по способу выполнения и конструктивным формам).

Виды электропроводок и способы их прокладки должны соответствовать характеристике помещений и условиям окружающей среды. В табл. 1 приведены краткие сведения о выборе основных видов электропроводок в зависимости от условий окружающей среды и характеристики помещений. Эти помещения, руководствуясь правилами устройства электроустановок, делят на сухие, влажные, сырые, особо сырые, жаркие, пыльные и с химически активной средой.

3.2 Материалы для защиты проводов Для защиты проводов от механических воздействий и действия света и влаги применяют оболочку из резины, пластмассы или металлических лент с фальцованным швом. Провода, имеющие внешнюю защитную оболочку, называют защищенными. Провода отдельных марок имеют легкий защитный покров в виде оплетки из хлопчатобумажной пряжи, пропитанной противогнилостным составом.

В соответствии с конструкцией проводов, шнуров и кабелей им присваивают буквенные обозначения, которые определяют марку кабельной продукции.

Провода и кабели различаются также количеством жил (от 1 до 4 и контрольные кабели от I до 37), сечением жил (от 0,75 до 800 мм²) и номинальным напряжением. Стандартными являются следующие сечения жил: 0,5; 0,75; 1; 1,5; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 35; 50; 70; 95; 120; 150; 185; 240; 300 и 400 мм².

Провода изготовляют с изоляцией на напряжение 380, 660 и 3000 В переменного тока, кабели — на все напряжения до 1000 В и выше.

В табл. 2 приведены сечения основных и соответствующих им заземляющих (или нулевых) жил. Для монтажа электропроводок кроме проводов применяют также кабели небольших сечений с резиновой и пластмассовой изоляцией и защитной оболочкой АВРГ, АВВГ, АНРГ и др Таблица 2 Сечения основных и соответствующих им заземляющих (или нулевых) жил проводов (ГОСТ 20 520—75)

В обозначении проводов первая буква указывает на материал токопроводящей жилы (А-алюминий); отсутствие в марке провода буквы, А означает, что токопроводящая жила из меди. Вторая буква П — обозначает провод, а третья — материал изоляции (например, Р — резина, В — поливинилхлорид, П — поэлиэтилен). В марке проводов и шнуров могут быть также буквы, характеризующие другие элементы конструкции: О — оплетка, Т — для прокладки в трубах, П — плоский, Ф — металлическая фальцованная оболочка, Г — гибкий и т. д. Например, марка провода АПППС 2 X 2 5−380 читается так: првоод плоский с алюминиевой жилой и изоляцией из самозатухающего полиэтилена без разделительного ленточного основания двухжильный сечением 2,5 мм² на напряжение 380 В.

3.3 Электроизоляционные материалы Электроизоляционные материалы подразделяют на твердые, жидкие и газообразные. Твердые электроизоляционные материалы образуют группу наиболее распространенных и многообразных материалов. К ним относятся волокнистые материалы, слюда и изделия из слюды и пластмассы, асбест, мрамор, фарфор и др.

Надежная работа электрических установок зависит в первую очередь от состояния электрической изоляции токопроводящих частей. Изоляция препятствует образованию токов утечки и электрических разрядов между отдельными частями установки. Кроме того, к изоляции предъявляют ряд требований, определяемых условиями работы изоляции (теплостойкость, механическая прочность, гибкость и др.).

Лаки, краски и эмали. При производстве электромонтажных работ применяют разнообразные лаки, краски и эмали как электроизоляционные, так и общего назначения.

Электроизоляционные лаки делят на покровные, пропиточные и клеящие. Покровные лаки, содержащие пигменты, называются эмалями. Пигменты придают лаковой пленке большую механическую прочность, твердость, плотность, улучшают ее адгезийную способность и теплопроводность и, наконец, придают ей желаемый цвет.

Лаки общего назначения используют для защиты изделий от коррозии, а также для придания им хорошего внешнего вида. По своей основе лаки разделяются на масляные, маслянобитумные, бакелитовые, глифталевые, глифталево-масляные, асфальтобитумные, кремнийорганические и др. Разнообразна также номенклатура эмалей: нитрои нитроглифталевая, перхлорвиниловая, пентафталевая и др.

Перед нанесением лакокрасочного покрытия с поверхности деталей должны быть устранены все дефекты (раковины и прожоги заварены, заварка зачищена, наплывы удалены, сварочные швы зачищены, а грат и заусенцы сняты). Очищать детали от ржавчины и окалины следует пескоструйным аппаратом или вручную шкуркой, наждачными камнями, стальными щетками и др. После очистки окрашиваемая поверхность должна быть обезжирена бензином или ацетоном.