Разработка трансформаторной подстанции

1. Общий раздел

1.1 Введение

1.2 Определение количества и типов помещений для подстанции и предварительное размещение в них оборудования

1.3 Анализ помещений подстанции на пожарои взрывоопасность

1.4 Техническое обоснование и выбор варианта главной схемы подстанции

1.5 Разработка и описание принципиальной схемы подстанции

1.6 Развёрнутое задание на дипломное проектирование

2. Расчётный раздел

2.1 Расчёт электрических нагрузок силовой распределительной сети

2.2 Расчет и выбор силовых трансформаторов

2.3 Расчёт силовой распределительной сети, выбор кабеля

2.4 Расчет высоковольтных вводов, выбор кабелей ввода, высоковольтного оборудования

2.5 Расчет параметров и выбор аппаратов защиты силовой распределительной сети

2.6 Расчёт и выбор устройств компенсации реактивной мощности

2.7 Расчет потерь напряжения в кабелях и проводах силовой распределительной сети

2.8 Расчёт токов к. з в силовой распределительной сети

2.9 Расчет заземляющих устройств

3. Технологическая часть

3.1 Организация монтажа электрооборудования

3.2 Организация эксплуатации электрооборудования

3.3 Организация ремонта электрооборудования

4. Экономическая часть

4.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения цеха

4.2 Расчет платы за потребляемую электроэнергию

4.3 Расчет численности персонала энергохозяйства цеха

4.4 Расчет годового фонда зарплаты персонала энергохозяйства участка заготовок

4.5 Расчет себестоимости энергосоставляющей продукции участка заготовок

5. Охрана труда и электробезопасность

5.1 Организационные и технические мероприятия по охране труда в процессе монтажа оборудования

5.2 Организационные и технические мероприятия по охране труда при эксплуатации и ремонте электрооборудовании

6. Охрана окружающей среды и энергосбережение

6.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды и рациональному использованию электрической энергии Заключение Литература

1. Общий раздел

1.1 Введение Электроэнергетика — это стратегическая отрасль, состояние которой отражается на уровне развития государства в целом. В настоящее время электроэнергетика является наиболее стабильно работающим комплексом белорусской экономике. Предприятиями отросли обеспечено эффективное, надежное и устойчивее энергоснабжение потребителей республики без аварий и значительного экологического ущерба.

Высшим приоритетом энергетической политики нашего государства является повышение эффективности использование энергии как средство для снижения затрат общества на энергоснабжение, обеспечения устойчивого развития страны, повышение конкурентоспособности производительных сил и охраны окружающей среды. Поэтому электроэнергетическая отрасль постоянно находится в поле зрения Президента нашего государства, Александра Григорьевича Лукашенко, Правительство республики.

В течении нескольких последних лет, разработаны и одобрены высшими органами власти и Правительствам Концепция Национальной стратегии устойчивого развития и Основные направления Энергетической политике Республике Беларусь. В развитие уточнение этих основополагающих документов с учетом изменения внутренних и внешних факторов развития Республике Беларусь на основании поручения Президента Республике Беларусь в 2003 году разработан топливно-энергетический баланс страны на период до 2020 года, в котором так же немаловажное место отведено вопросам дальнейшего развития электроэнергетики.

Прогнозируемая потребность в электрической и тепловой энергии определена на основании прогноза валового внутреннего продукта с учетом реализации энергосберегающей политики.

Потребление электроэнергии в республике в 2020 году вырастет до 41 млрд. кВт ч. (на 23% выше уровня 2000 г.).

Импорт электроэнергии не превысит 4 млрд. кВт ч., и зависимости от конъюнктуры рынка, может быть прекращен, поскольку установлены мощность собственных генерирующих источников позволит обеспечить необходимый объем производства электроэнергии.

Уровень потребления тепловой энергии в 2020 г. составит 84 млн. Гкал. и возрастет на 22%.

Прогноз структуры потребления электрической и тепловой энергии по отраслям экономики на 2020 г. определен исходя из динамики макроэкономических показателей развития народного хозяйства и реализации потенциала энергосбережения в республике.

Ожидается уменьшение потребление электроэнергии промышленностью на 13 процентных пунктов, а основным потребителем электроэнергии станет коммунально-бытовой сектор.

Следует принимать во внимание, что в перспективе до 2020 г. основным видом топливом для производства электроэнергии и тепла остается природный газ. Однако его доля должна быть снижена на 60% от общего потребления котельно-печного топлива, за счет увеличения потребления мазуты до 4.2 млн. тонн, использования 1.75 млн. тонн угля, 3.7 млн. тонн дров и гидроэнергетических ресурсов. Использование атомной энергии в перспективе до 2020 года не предусматривается. На основе параметров перспективного топливно-энергетического баланса республики определены основные направления дальнейшего развития Белорусской энергетической системы.

Для успешного решения важных задач, проставленных Правительством, необходимо также развивать и совершенствовать подготовку кадров с высшим и средним специальным образованием. Особое внимание при этом должно уделяться подготовке специалистов средней квалификации. Одним из важных путей, связывающих подготовку и обучение техников с производства, в период учебного процесса являются практические задания, курсовое и дипломное проектирование, спецзадание.

Дипломное проектирование считается первым шагом самостоятельной работы учащегося по своей специальности. Студент-энергетик знакомится с основными приемами методами проектирование элементов электрической части станции и подстанции, приучается к обобщению теоретических сведений, полученных при изучении специальных курсов, к использованию директивных материалов, справочной литературы, результатов практики, учебной и периодической литературы для решения отдельных задач и выполнение проекта в целом.

В данном дипломном проекте будет разрабатываться собственная трансформаторная подстанция.

1.2 Определение количества и типов помещений для подстанции и предварительное размещение в них оборудования

Трансформаторная подстанция состоит из трех помещений. В одном из помещений располагается оборудование трансформаторной подстанции. Во втором помещении располагается распределительное устройство (РУ) на 10 кВ. В третьем помещении располагается распределительное устройство на 0,4 кВ.

1.3 Анализ помещений подстанции на пожарои взрывоопасность Помещения и участки промышленных предприятий в соответствии с требованиями ПУЭ классифицируются по пожаро-, взрывоопасности.

По пожароопасности помещения делятся на следующие зоны (класс):

П-1-помещения (зоны), обращаются горючие жидкости с t вспышки больше С внутри помещения.

П-2 — помещения (зоны), в которых выделяются горючие пыли и волокна с концентрацией воспламенения к объёму воздуха более 65 г/м.

П-2а — помещения (зоны), в которых обращаются твёрдые горючие вещества.

П-3 — помещения (зоны), которые обращаются горючие жидкие вещества вне помещения.

По взрывоопасности помещения делятся:

В-1 — помещения, в которых выделяются горючие газы или пары ЛВЖ, способные образовывать с воздухом в помещении взрывоопасную смесь при нормальном режиме работы.

В-1а — помещения, в которых выделяются горючие газы или пары ЛВЖ, способные образовывать с воздухом в помещении взрывоопасную смесь при аварии или неисправности.

В-1б — возможность образования смеси с большой взрывной концентрацией или водорода при аварии в помещении.

В-1г — возможность образования взрывоопасной смеси на открытом воздухе.

В-2 — возможность образования взрывоопасной смеси в помещении из взвешенных частиц и воздуха в нормальных условиях.

В-2а — возможность образования взрывоопасной смеси в помещении из взвешенных частиц и воздуха при аварии и неисправности.

Таблица 1.1 — Классификация помещений подстанции на взрывои пожароопасность

Трансформаторная подстанция состоит из трех помещений, в которых располагается оборудование (трансформаторы, распределительное устройство (РУ) 10 кВ, распределительное устройство 0,4 кВ). Эти помещения относим к классу П-IIа по пожароопасности и к зоне В-IIа по взрывоопасности, так как в этих помещениях возможно образование взрывоопасной смеси из взвешенных частиц и воздуха при аварии или неисправности, а также имеется в наличии трансформаторное масло и токоведущие части.

1.4 Техническое обоснование и выбор варианта главной схемы подстанции Распределительная сеть обычно выполняется по радиальной, магистральной и смешенной схемам. Категория надежности электроснабжения потребителей существенно влияет на выбор распределительной сети.

Радиальные схемы применяются для электроснабжения потребителей расположенных в различных направлениях от источника питания.

Для электроснабжения потребителей первой и второй категории надежности электроснабжения применяют двух линейные радиальные схемы, а для питания потребителя третей категории применяют однолинейные радиальные схемы.

По сравнению с магистральными схемами радиальные легче автоматизируются и имеют большую сменность надёжности, но при их построении увеличивается длина линии и количество аппаратов защиты.

Магистральные схемы рекомендуется применять в следующих случаях:

— когда нагрузка имеет сосредоточенный характер, но отдельные узлы нагрузки расположенным в одном направлении по отношению подстанции и на сравнительно небольшом расстоянии друг от друга;

— когда нагрузка сравнительно равномерно распределена.

Магистральные схемы применяются для потребителей третей категории, так как при её использовании отсутствует резервный канал электроснабжения и в случаи повреждение линии перерыв в электроснабжении потребителей может достигать одних суток.

Смешанные схемы сочетают элементы магистральных схем, основное питание каждого из потребителей осуществляются радиальными схемами, а резервное сквозной магистральной.

Так как потребители подстанции относятся к первой категории надежности, то выбираем двух линейную радиальную схему распределительной сети.

1.5 Разработка и описание принципиальной схемы подстанции

По требуемой степени надёжности питание потребителей собственной трансформаторной подстанции относится к первой категории надёжности электроснабжения. На основании данной классификации для электроснабжения потребителей выбираем двух трансформаторную подстанцию.

Помимо самих трансформаторов трансформаторная подстанция должна содержат необходимое электрооборудование.

Разъединитель на стороне высокого напряжения устанавливается по обе стороны высоковольтного выключателя и служит для отключения и включения цепи высокого напряжения либо при отсутствии тока.

При работе электрических установок возникают напряжения, которые могут значительно превышать номинальные значения (перенапряжения). Эти перенапряжения могут привести к пробою электрической изоляции элементов оборудования и вывести установку из строя. Чтобы избежать пробоя электрической изоляции, она должна выдерживать эти перенапряжения, однако габаритные размеры оборудования получаются чрезмерно большими, так как перенапряжения могут во много раз больше номинального напряжения.

В качестве РУ-10 кВ могут применяться камеры КСО или шкафы КРУ.

В качестве РУ-0,4 кВ применяются шкафы ЩО 70. Количество и тип будет указан после проведения расчетов.

Всё перечисленное оборудование предназначено для осуществления коммутации силовой цепи трансформаторной подстанции, защиты электрооборудования и измерения параметров электрической сети.

1.6 Развёрнутое задание на дипломное проектирование Электроснабжение потребителей осуществляется от двух трансформаторной подстанции (ТП). ТП получает питание 10,5 кВ по воздушной ЛЭП, длина ввода составляет 4,8 км. Потребители электроэнергии относятся ко 2-й категории надёжности электроснабжения.

В дипломном проекте требуется разработать собственную трансформаторную подстанцию.

Для разработки собственной ТП должны быть выполнены следующие расчёты:

— электрических нагрузок силовой распределительной сети цеха;

— силовых трансформаторов и их выбор;

— силовой распределительной сети с выбором кабеля;

— высоковольтных вводов, выбор кабелей вводов, высоковольтного оборудования на подстанции, в том, числе трансформаторов тока;

— параметров и выбор аппаратов защиты силовой и распределительной сети и их выбор;

— компенсирующего устройства и выбор;

— падение напряжения в кабелях распределительной сети;

— токов коротких замыканий в распределительно сети;

— расчет заземляющих устройств.

Необходимо разработать графическую часть, в которую будет входить схема трансформаторной подстанции.

Необходимо рассчитать экономическую составляющую от реализации дипломного проекта.

Также необходимо привести организационно-технические мероприятия по охране труда при монтаже, эксплуатации и ремонте электроустановок и распределительных сетей.

2. Расчётный раздел

2.1 Расчёт электрических нагрузок силовой распределительной сети

Определение электрических нагрузок производим методом коэффициента расчётной мощности. Данный метод является основным при расчёте электрических нагрузок.

Метод коэффициента расчётной мощности сводится к определению расчётных нагрузок ().

(2.1)

где — расчётная активная мощность, кВт;

— средняя активная мощность за наиболее нагруженную смену, кВт.

— коэффициент расчётной мощности.

если ,(2.2)

если ,(2.3)

(2.4)

где — полная расчётная мощность, кВА.

(2.5)

где — установленная мощность, кВт;

— коэффициент использования.

(2.6)

где — коэффициент реактивной мощности.

Находим среднюю активную мощность за наиболее загруженную смену, по формуле 2.5.

Для РП-1

Находим среднюю реактивную мощности за максимально загруженную смену, по формуле 2.6.

Для РП-1

Определяем коэффициент расчётной мощности.

Так как; то

; .

Находим полную расчётную мощность, по формуле 2.4.

Для РП-1

Расчет для РП-2, РП-3, РП-4, РП-5, РП-6, РП-7 и РП8(освещение) производится аналогично РП-1. Полученные данные заносятся в колонки 1…7 таблицы 2.1

Таблица 2.1 — Сводная ведомость электрических нагрузок

2.2 Расчет и выбор силовых трансформаторов Наиболее экономичны однотрансформаторные подстанции, которые при наличии централизованного резерва или связей по вторичному напряжению могут обеспечить надежное питание потребителей II и III категорий. При проектировании систем электроснабжения (СЭС) установка однотрансформаторных подстанций рекомендуется при полном резервировании подстанции I и II категорий, когда по условиям подъездных дорог, а также по мощности и массе возможна замена поврежденного трансформатора в течении не более одних суток и при наличии централизованного резерва.

Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе потребителей I и II категорий при сосредоточенных нагрузках на данном участке с высокой удельной плотностью, а также, если имеются ЭП особой группы. Кроме того, двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном и годовом графиках нагрузки предприятия и при минимальных нагрузках можно отключать один из двух трансформаторов. Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума нагрузки, темпов роста нагрузок, стоимости электроэнергии, допустимой нагрузки трансформаторов и их экономической загрузки. Для выбора мощности цеховых ТП необходимо знать среднюю расчетную мощность.

Если к моменту проектирования указанные факторы еще не известны в полном объеме, то мощность трансформаторов выбирается так, чтобы в нормальных условиях окружающей среды при подключении всех расчетных нагрузок предприятия их коэффициент загрузки не превышал 0,7…0,75.

Нагрузка трансформаторов мощностью выше номинальной допускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения трансформатора.

Определяем нагрузочную способность всех потребителей.

В связи с тем, что у нас двухтрансформаторная подстанция, трансформаторы которой работают параллельно, от каждой требуется мощность

По нагрузочной мощности выбираем трансформатор ТМ-400−10/0,4 с номинальной мощностью 400 кВА; .

С учетом аварийной нагрузки мощность равна

;

При этом коэффициент загрузки будет равен Выбранный трансформатор подходит для работы в подстанции с учетом аварийной перегрузки.

2.3 Расчёт силовой распределительной сети, выбор кабеля При выборе сечения проводов и кабелей следует учитывать, что допустимая плотность тока для проводов большого сечения ниже, так как увеличение сечения сопровождается увеличением поверхности охлаждения пропорционально диаметру провода; сечение же провода возрастает пропорционально квадрату диаметра. Поэтому в проводах и кабелях малого сечения отношения охлаждаемой поверхности к сечению меньше, чем в проводах большего сечения, что ухудшает условие охлаждение и приводит к необходимости снижения допустимой плотности тока.

Расчётные, длительно допустимые токи определяются согласно выражения:

(2.7)

Производим расчёт для РП-1 по формуле 2.7.

Для линии питающей РП-1, согласно ПУЭ выбираем четырех жильный кабель с алюминиевыми жилами в поливинилхлоридной оболочке марки АВВГ сечением жилы 10,0 мм², для которого допустимая токовая нагрузка .

Расчет и выбор кабеля для РП-2, РП-3, РП-4, РП-5, РП-6, РП-7 и РП (освещение) проводится аналогично. Полученные данные заносим в колонки 1…4 таблицы 2.2.

Таблица 2.2 — Сводная ведомость линий электроснабжения (ЭСН)

2.4 Расчет высоковольтных вводов, выбор кабелей ввода, высоковольтного оборудования Для расчета номинального тока берем расчетную мощность из таблицы 2.1.

Согласно задания на дипломное проектирование; .

(2.11)

По данному расчетному току выбираем кабель типа АВВГ (4Ч4,0 мм²), алюминиевый с .

Этот же кабель ставим в сеть резерва.

Находим активное и индуктивное сопротивление линии.

Активное сопротивление:

(2.12)

где — удельное сопротивление кабеля, 7,81 Ом/км.

.

Реактивное сопротивление

(2.13)

где — удельное сопротивление кабеля, 0,1 Ом/км.

Находим полное сопротивление линии

(2.14)

.

Результирующее сопротивление линии ввода равно

.

Находим ток трехфазного к. з

(2.15)

.

Определяем ударный ток

(2.16)

где — ударный коэффициент ().

Определяем ток двухфазного к. з

(2.17)

.

По этим же данным в цепь ввода и резерва выбираем выключатели QW типа ВВ/TEL-10 со следующими характеристиками:

— номинальное напряжение;

— номинальный ток;

— максимальный ударный ток;

— электродинамическая устойчивость.

По произведенным расчетам выбираем разъединитель РВ3−10/400, U = 10 кВ; I = 400 А.

В цепь между вводом и системой, резервом и системой выбираем аналогичные разъединители.

Выбираем трансформаторы тока в сети 10,5 кВ по расчетному току. Тип ТПЛК-10 с данными:

;

;

2.5 Расчет параметров и выбор аппаратов защиты силовой распределительной сети Автоматический выключатель выбирается для каждого приемника по расчетному току. Расчетный ток берем из таблицы 2.2.

Затем выполняем проверку правильности выбора автоматического выключателя по среднему току электрорасцепителя.

;

;

;

.

Подставив в формулу критического тока формулу пускового тока и выполнив некоторые преобразования получим формулу для расчета критического тока

.

Производим выбор автоматов для каждого потребителя.

QF1 .

Выбираем номинальный ток расцепителя из условия

Выбираем автоматический выключатель ВА31−31 с .

Выполняем проверку

;

;

где — ток электромагнитного расцепителя, А.

;

Автоматический выключатель выбран верно.

Аналогично выбираем автоматы защиты для остальных РП, при этом ток срабатывания магнитного расцепителя берется, и данные расчета сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 — Сводная ведомость аппаратов защиты

2.6 Расчёт и выбор устройств компенсации реактивной мощности Для выбора компенсирующего устройство (КУ) необходимо знать:

— расчётную реактивную мощность КУ;

— тип КУ;

— напряжение КУ;

Расчётную реактивную мощность КУ определяют по следующей формуле:

(2.18)

где — расчетная мощность КУ, квар;

— коэффициент, учитывающий повышение естественным способом, принимается ;

— коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации.

Компенсацию реактивной мощности по опыту эксплуатации производят до получения значения .

Задавшись из этого промежутка, определяют .

Значения, выбираются по результату расчета нагрузок (таблица 2.1).

Задавшись типом КУ, зная и напряжение, выбирают стандартную компенсирующую установку, близкую по мощности.

Применяются комплектные конденсаторные установки (ККУ) или конденсаторы, предназначенные для этой цели.

После выбора стандартного КУ определяется фактическое значение

(2.19)

где — стандартное значение мощности выбранного КУ, квар.

По определяют :

(2.20)

Определяем расчетную мощность КУ по формуле 2.18

Принимаем, тогда .

По справочнику выбираем 1ЧУК2−0,38−100 со ступенчатым регулированием по 50 квар.

Определяем фактические значения и после компенсации реактивной мощности. Согласно формулы (2.19)

Результаты заносим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 — Сводная ведомость нагрузок.

2.7 Расчет потерь напряжения в кабелях и проводах силовой распределительной сети Определим активное сопротивление на каждой линии по формуле:

(2.21)

где L — длина линии;

— удельное сопротивление кабеля (по справочнику).

;

;

;

;

;

;

;

.

Пренебрегая индуктивным сопротивлением проводов линии, то потери напряжения определим по формуле:

(2.22)

;

;

;

;

;

;

;

.

Таблица 2.5 — Значение потерь напряжения в кабелях, питающих РП

2.8 Расчёт токов к. з в силовой распределительной сети.

В электроустановках могут возникать различные виды коротких замыканий, которые сопровождаются резким увеличением тока.

Все электрооборудование, устанавливаемое в (СЭС), должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом величин этих токов.

Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть:

— повреждение изоляции отдельных частей электроустановки

— перекрытие изоляции между частями электроустановки Для выполнения расчета токов короткого замыкания составляется расчетная схема, соответствующая нормальному режиму работы системы электроснабжения, считая, что все источники питания включены параллельно. В расчетной схеме учитываются сопротивление питающих генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий, реакторов. По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются сопротивления всех источников и потребителей и намечаются точки для расчета токов короткого замыкания (К.З).

Схема замещения представляет собой вариант расчетной схемы, в которой все элементы заменены сопротивлениями. Точки К. З. выбираются на ступенях распределения и на конечном электроприемнике. Точки нумеруются сверху вниз, начиная от источника.

Расчет токов короткого замыкания начнем с определения активных сопротивлений на каждой линии по формуле

(2.23)

где L — длина линии;

— удельное сопротивление кабеля (берем из справочника).

;

;

;

;

;

;

;

;

Определяем полное сопротивление на каждой линии по формуле

(2.24)

;

;

;

;

;

;

;

.

Определяем полное сопротивление трансформатора по формуле

(2.25)

где .

Определяем результирующее сопротивление по формуле

(2.26)

;

;

;

;

;

;

;

.

Результирующее сопротивление .

Определяем токи трехфазных коротких замыканий по формуле

(2.27)

;

;

;

;

;

;

;

.

Общий ток короткого замыкания .

2.9 Расчет заземляющих устройств При расчёте заземляющего устройства определяют тип заземлителя, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводов.

Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. Наличие в нём песка оказывает большое влияние на сопротивление грунта.

Поэтому рекомендуется определять удельное сопротивление (p) группа путём непосредственных измерений в том месте, где будут размещаться заземлители.

Полученное путём замеров удельное сопротивление грунта является важнейшей величиной, определяющей сопротивление заземляющего устройства.

При отсутствии данных измерений для расчётов пользуются примерными значениями удельных сопротивлений грунтов.

Зная расчётное удельное сопротивление грунта, можно определить сопротивление одного заземлителя. Сопротивление вертикального заземлителя при длине (L, м), диаметре (d, мм) определяется приближенной формулой:

(2.28)

Находим ток однофазного замыкания на землю в сети 10,5кВ.

(2.29)

где — напряжение ВН, 10,5 кВ;

— длина кабельной линии, км;

— длина воздушной линии, км.

Определяем предельное сопротивление заземляющего устройства:

(2.30)

.

Однако, сопротивление заземляющего устройства для сети 380/220 В должно быть не больше 4Ом. Поэтому сопротивление заземляющего устройства принимаем равным 4 Ом.

Удельное сопротивление грунта определяем по таблице 1.13.3. Грунт в районе установки трансформаторной подстанции — торф.

Определяем количество вертикальных электродов:

— без учета экранирования

(2.31)

где .

;

.

Принимаем .

— с учетом экранирования

(2.32)

где .

.

Принимаем 3 заземлителя.

3. Технологическая часть

3.1 Организация монтажа электрооборудования При сооружении подстанций и распределительных устройств широко применяют комплектные распределительные устройства (КРУ) на напряжение 6−35 кВ и комплектные трансформаторные подстанции (КТП) на напряжение 6−110 кВ. КРУ представляет собой отдельный шкаф, укомплектованный аппаратами первичных цепей, приборами и аппаратами защиты и заземления, учета и сигнализации, ошиновками и проводами вторичных цепей. Выключатели с приводами устанавливают стационарно или на выкатных тележках. КТП состоит из трансформатора, распределительного или вводного устройства высшего напряжения, комплектного РУ низшего напряжения с токопроводом между ними. КРУ и КТП изготовляют для внутренней или наружной установки. Применение КРУ и КТП позволяет повысить уровень индустриализации монтажных работ; уменьшить объем строительных работ; снизить трудозатраты при монтаже; повысить надежность и безопасность обслуживания; упростить комплектацию РУ.

К монтажу КРУ приступают после окончания всех строительных и отделочных работ, чтобы исключить увлажнение изоляции монтируемых устройств. Закладные части для установки КРУ и обрамления для кабельных проводок должны соответствовать проектам. Неровность несущих поверхностей закладных швелеров не должна превышать 1 мм на 1 м длины швелера и 5 мм на всю длину секции КРУ. Шкафы КРУ устанавливают, начиная с крайнего шкафа, соответственно схеме заполнения. Смежные шкафы соединяют болтами. Зазор между ними не должен превышать 1 мм. После выверки установленных шкафов их прикрепляют к закладным деталям сваркой. Затем устанавливают сборные шины, присоединяют ответвления, монтируют шинки оперативных цепей, устанавливают приборы. Для механизации работ по монтажу КРУ и КТП применяют сборно-разборные порталы, тележки для перевозки шкафов и др. После окончания монтажа выполняют ревизию и регулировку механической части КРУ и КТП.

Кабельной линией называется линия для передачи электроэнергии, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями.

Основными элементами конструкции силовых кабелей являются токопроводящие жилы, изоляция жил, оболочка для защиты изоляции от увлажнения и других воздействий среды, броня из стальных лент или проволоки для защиты оболочки с изоляцией от механических повреждений и противокоррозионное покрытие или специальный защитный покров. Кабельные линии прокладывают в земляных траншеях, в подземных кабельных сооружениях (туннели, каналы, кабельные шахты, коллекторы) непосредственно по строительным поверхностям или на специальных кабельных конструкциях, на лотках и тросах, в трубах, открыто на эстакадах и т. п.

Монтаж кабельных линий, как и других устройств канализации электроэнергии, состоит из двух стадий: подготовки трасс для прокладки кабелей и прокладки кабелей по подготовленным трассам. Монтаж регламентирован рядом технологических правил и требований, при соблюдении которых обеспечивается сохранность того уровня электрической и механической прочности кабеля, который достигнут на заводе при его изготовлении.

При хранении и перевозке кабелей необходимо сохранять обшивку деревянных кабельных барабанов до прокладки кабеля, герметичные заделки концов кабеля; предохранять кабели с пластмассовой изоляцией (при хранении) от воздействия прямых солнечных лучей. Погрузку, выгрузку, перевозку барабанов и раскатку кабелей выполняют с помощью механизмов: транспортеров ТКБ, оборудованных лебедкой грузовых машин, трубоукладчиков, автопогрузчиков и других грузоподъемных механизмов и такелажных средств. Сбрасывание барабанов с кабелем со всех видов транспортных средств недопустимо. Не разрешается также укладывать барабаны плашмя во избежание смещения слоев и витков кабеля. Под тяжестью кабеля нижние витки легко могут быть смяты и повреждены.

Кабели прокладывают с использованием комплекса протяжных устройств с автономным приводом. В него входят следующие механизмы, инструмент и приспособления: универсальный индивидуальный привод ПИК-4У (приводное протяжное устройство), приспособление ПС-50 для раскатки кабеля на прямых участках кабельной трассы, обводное универсальное устройство для прокладки кабелей Л219, линейный распорный ролик ОГК-18, приспособление для ввода кабеля в трубы Л201А, кабельные домкраты, проволочный чулок и кабельный концевой захват. Конструкция универсального индивидуального привода позволяет прокладывать кабели сечением до 240 мм² в траншеях, каналах, производственных помещениях и других кабельных сооружениях.

Конструкция привода обеспечивает на прямом участке кабельной трассы протягивание кабеля лебедкой до 120 м и его, перемещение вперед по роликам на длину до 80 м. На кабельной трассе длиной до 500 м одновременно работают четыре привода. Приводное протяжное устройство обслуживает один оператор.

Внедрение индивидуальных приводов позволяет механизировать прокладку кабелей в стесненных условиях, на строительных площадках, не имеющих подъездных путей, а также при наличии подземных коммуникаций и переходов. При использовании индивидуальных приводов снижаются растягивающие усилия на кабеле за счет равномерного их распределения по участкам между приводами, предохраняются кабели от механических повреждений и, следовательно, повышается качество прокладки.

Прокладка кабельной линии в траншее состоит из следующих основных операций: рытье траншеи; доставка, раскатка и укладка кабелей в траншее; защита кабелей от механических повреждений и засыпка траншеи; монтаж соединительных муфт. Траншеи роют глубиной 700 мм и шириной в зависимости от числа прокладываемых кабелей. В месте расположения муфт траншею расширяют и образуют котлован размером 1,5 X 2,5 м. При этом требуется подсыпать снизу и сверху кабеля слой мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака. Поверх этой подсыпки применяют защиту от механических повреждений, которые могут возникнуть при раскопках.

При небольшой длине кабельной трассы раскатка кабеля может быть произведена с барабана по специальным роликам с помощью лебедки или вручную. Барабан устанавливают на домкраты или кабелеукладчик, и кабель раскатывают по линейным роликам, расставленным вдоль трассы через каждые 2—3 м. На всех поворотах трассы применяют угловые ролики. После окончания раскатки кабель перекладывают с роликов на дно траншеи, где его укладывают с некоторой слабиной змейкой с запасом по длине 1—3%. В связи с этим длина кабельной нитки, уложенной в траншее, должна быть на 1,5% больше длины траншеи.

На одной из щек барабана краской нанесена стрелка, указывающая направление, по которому при перекатке необходимо вращать барабан. Соблюдение этого правила относится только к перекатке. При вращении барабана вокруг оси в процессе размотки кабеля направление вращения не имеет существенного значения. Кроме линейных и угловых роликов, давно применяемых для раскатки кабелей, используют распорные угловые и линейные ролики, которые предназначаются для установки в туннелях, траншеях и каналах в местах поворота трассы кабеля в горизонтальной и вертикальной плоскостях и состоят из стоек и трубчатого сектора с шестью роликами, расположенными вертикально, и двумя роликами — перпендикулярно им.

Линейный распорный ролик служит для поддержки кабеля при прокладке на прямых участках кабельной трассы в туннелях. Его упоры устанавливаются между полом и перекрытием туннеля. По конструкции это телескопическая стойка, которая регулируется по высоте от 1450 до 2300 мм. Прокладку кабелей производят в соответствии с действующими технологическими правилами и требованиями, общими для всех способов прокладки — в траншеях, производственных помещениях, кабельных сооружениях.

Изоляция и оболочка силовых кабелей могут быть нарушены при чрезмерно крутых изгибах (возникают смещения и разрывы бумажных лент, образование на них морщин, трещины на пластмассовой, резиновой изоляции и оболочках и др.). Поэтому необходимо соблюдать наименьшие радиусы изгиба кабелей, установленные ПУЭ. Кратность допустимого радиуса изгиба кабелей к наружному диаметру кабеля должна быть не менее 25.

Кабели, проложенные по конструкциям, должны иметь запас по длине. При прокладке по лоткам или кронштейнам на горизонтальных участках трассы кабели не крепят. Отсутствие креплений позволяет кабелю свободно перемещаться при изменении температуры, поэтому на горизонтальных трассах крепление выполняют только на конечных опорах и поворотах. На вертикальных участках трассы крепления требуются не реже чем через 2 м, чтобы равномерно распределить массу кабеля между опорными конструкциями.

Если по конструкциям прокладывают кабели с неизолированной свинцовой или алюминиевой оболочкой, применяют изоляционные прокладки из электрокартона, толя и других материалов во избежание коррозии.

Наиболее сложной работой при канализации электроэнергии кабелями является монтаж концевых заделок и соединений кабелей. В последние годы разработаны и внедрены новые способы заделки и соединений кабелей, которые значительно повысили надежность работы кабельных сетей. Вместо применявшихся ранее концевых заделок в стальных воронках и с помощью киперной ленты теперь используют заделки поливинилхлоридной лентой, в комплектных резиновых перчатках и эпоксидные. Эти заделки кабеля отличаются малыми размерами, обладают необходимой диэлектрической и механической прочностями, стойкостью по отношению к минеральным маслам, влагои термостойкостью, меньшей трудоемкостью и рядом других преимуществ.

Общее требование ко всем видам заделок и соединений — обеспечение герметичности изоляции кабеля в месте вывода токопроводящих жил во избежание проникновения влаги в кабель. Надежность муфт и заделок зависит от тщательного выполнения монтажа, соблюдения технологии, указанной монтажными инструкциями, и норм санитарной гигиены. Попадание влаги или грязи в муфту или заделку резко ухудшает электрическую прочность и приводит к выходу из строя кабеля при его испытаниях после монтажа или во время эксплуатации. Поэтому работы по монтажу муфт и заделок должны выполняться чистыми руками и инструментом, без перерыва в работе до полного их окончания. Корпус муфты перед началом работы также необходимо тщательно очистить с обеих сторон и протереть тряпками, смоченными в бензине.

Применение и технология монтажа муфт и заделок рассмотрены в «Технической документации на муфты для силовых кабелей с бумажной и пластмассовой изоляцией до 35 кВ», поэтому ниже приведены только общие сведения и отдельные элементы монтажа муфт и заделок.

Монтаж заделок и муфт начинают с монтажных операций, называемых разделкой конца кабеля, которая заключается в последовательном удалении на определенной длине защитных покровов, брони, оболочки и изоляции кабеля. В результате получается ступенчатая разделка, размеры ступеней которой зависят от напряжения, типа и габаритов муфт и заделок. Предварительно, до разделки, проверяют бумажную изоляцию на отсутствие влаги: обрывают с конца кабеля бумажные ленты и опускают в разогретый до 140—150 °С парафин. При увлажненной изоляции наблюдаются потрескивание и выделение пены. Увлажненную изоляцию на участке 250—300 мм удаляют и еще раз проверяют до получения положительных результатов.

При разделке конца кабеля накладывают поверх джутового покрова бандаж (рисунок 1, а) из двух-трех витков стальной оцинкованной проволоки; разматывают кабельную пряжу (рисунок 1, б) до бандажа и оставляют ее для защиты брони от коррозии после монтажа муфты (временно наматывают на неразделываемую часть кабеля); накладывают второй бандаж на расстоянии 50—70 мм от первого (при соединительных муфтах 100 мм); используют участок между двумя бандажами для присоединения проводника заземления; надрезают броню (рисунок 1, в) по кромке бандажа и удаляют (рисунок 1, г) вместе с подушкой (рисунок 1, д); удаляют сульфатную бумагу и битумный состав (предварительно осторожно беглым огнем подогревают газовой горелкой или паяльной лампой); протирают' свинцовую или алюминиевую оболочку тряпкой, смоченной в бензине или в подогретом до 40 °C трансформаторном масле на участке для припайки проводника заземления и герметизации горловины муфты; выполняют два кольцевых надреза свинцовой или алюминиевой оболочки (рисунок 1, е) на расстоянии 20 мм друг от друга и на определяемом по технической документации от среза брони (при алюминиевой оболочке выполняют спиральный надрез, (рисунок 1, к), выполняют два продольных надреза оболочки (рисунок 1, ж) на расстоянии 10 мм один от другого; удаляют полоску оболочки (рисунок 1, з), а затем всю оболочку (рисунок 1, и) от конца кабеля до второго надреза (оболочку между обоими кольцевыми надрезами временно оставляют для предохранения поясной изоляции при изгибании жил); выгибают жилы по шаблону или вручную с радиусом изгиба не менее десятикратной высоты сектора или диаметра жилы по изоляции; перевязывают изоляцию жил у места обреза двумя-тремя витками хлопчатобумажных ниток и удаляют бумажные ленты, разматывая и устраняя их у бандажа; отгибают свинцовую оболочку разбортовкой; удаляют после соединения или оконцевания жил оставленный ранее кольцевой поясок оболочки.

Соединение кабелей на напряжение до 1000 В выполняют, как правило, в чугунных муфтах, в которых основной изоляцией служит заливочная мастика, что вполне достаточно для низкого напряжения при сохранении изоляционных расстояний между жилами фарфоровыми распорками. Корпус муфты СЧ (СЧм) состоит из двух половин, соединяемых болтами. В нижней полумуфте по всему периметру имеется паз с уложенной в нем герметизирующей прокладкой из маслостойкой резины или пенькового просмоленного каната, в верхней полумуфте по всему периметру примыкания — выступ, входящий в паз нижней полумуфты. На кабели в местах их ввода в муфту подматывают смоляную ленту, которая обжимается в выступах, имеющихся в горловине корпуса муфты. Фарфоровые распорки устанавливают на жилах по одной с каждой стороны от места соединения (закрытые РМ — при соединении жил пайкой и открытые Р — при опрессовании или сварке). В муфтах СЧм вместо распорок используют изолирующие подмотки на оголенных местах жил. Распорки скрепляют с жилами хлопчатобумажной лентой, проваренной в кабельном составе. Основной изоляцией служит битумный состав, заливаемый в разогретом виде (до 50—60 °С) через отверстия в верхней половине корпуса в три-четыре приема во избежание образования усадочных раковин и пустот.

После остывания состава до температуры окружающей среды закладывают в канавку заливочного отверстия прокладку из резины или пенькового каната, закрепляют крышку болтами и покрывают швы сочленений, шейки, муфты и болты горячим битумным составом или лаком. Муфты заземляют медным многопроволочным проводом, который присоединяют одним концом к оболочкам и бронелентам каждого кабеля, а другим (с напрессованным или приваренным наконечником) — к контактной площадке (под болт заземления) в нижней полумуфте. Соединение кабелей в чугунной муфте показано на рисунке 2, а, б. Соединение жил в муфте должно обеспечивать надежность контакта, обладать малым переходным сопротивлением и механической прочностью. Место соединения должно быть без наплывов, заусенцев и других выступающих частей, с ровной поверхностью и плавными закругленными переходами.

Концевая заделка КВсл (рисунок 3) предназначена для оконцевания кабелей с бумажной изоляцией на напряжение 1—6—10 кВ с алюминиевыми и медными жилами сечением до 240 мм² в сухих помещениях при разности уровней до 10 м и выполняется самослипающимися лентами ЛЭТСАР (или ЛЭТСАР-ЛПт) и лаком КО-916, которые имеют хорошую адгезию к материалам кабеля и высокие электрические характеристики.

Разновидностью заделок КВсл являются концевые заделки внутренней установки КВслт из самослипающихся лент и полиэтиленовых термоусаживаемых трубок для кабелей с бумажной изоляцией на напряжение 1000 В.

Концевая заделка в термоусаживаемых полиэтиленовых перчатках используется для оконцевания трехжильных (ЗКВТп) и четырехжильных (4КВТп) силовых кабелей с бумажной изоляцией до 1000 В и состоит из термоусаживаемой полиэтиленовой перчатки, к пальцам которой приклеены термоусаживаемые полиэтиленовые трубки для герметизации жил. Трубки уплотняют на цилиндрической части наконечника термоусаживаемыми полиэтиленовыми манжетами, а герметизируют в нижней части перчатки у наконечников на металлической оболочке кабеля специальным клеем-расплавом (ГИПК-14−17), при этом диаметр трубок для кабелей сечением 16—240 мм² от 14/7 до 30/15 (в числителе указан внутренний диаметр до усадки, в знаменателе — после усадки в свободном состоянии). Усадку трубок производят равномерно обогревом (пламенем газовой горелки) начиная от корешка заделки. После усадки трубки должны плотно облегать жилы кабеля (без морщин и складок).

Закрытые трансформаторные подстанции применяют потребителей I и II категории с двухсторонним питанием. Обычно это двухтрансформаторные подстанции с автоматическим включением резерва.

Фундаменты под здание собирают из блоков серии ИИ-03−02 или выполняют ленточными бутобетонными. Покрытие и перекрытие выполняют из сборных железобетонных панелей.

В целях создания безопасных условий труда на подстанциях заземляют нейтраль обмоток низшего напряжения силового трансформатора. В соответствии с ПТБ заземляют также все металлические корпуса, кожухи оборудования и аппаратуры (разъединитель, выключатель, щиты низкого напряжения и т. д.), которые вследствие нарушения изоляции могут оказаться под напряжением. Сопротивление заземляющего на подстанциях с учетом использования естественных и повторных заземлений нулевого провода на ВЛ до 1000 В должно быть не более 4 Ом для электроустановок 380/220 В и 8 Ом для электроустановок напряжением 220/127 В.

В качестве заземляющего устройства в первую очередь используют естественные заземлители (проложенные в земле металлические трубопроводы, металлические конструкции, оболочки кабелей и т. п.).

Контур заземления (заземляющее устройство) обычно выполняют из нескольких заземлителей (количество зависит от удельного сопротивления грунта в месте сооружения подстанции и требуемого сопротивления заземляющего устройства), представляющих собой стальные стержни диаметром 10…12 мм, длиной до 5 м, вертикально погруженных в грунт и соединенных между собой круглой сталью диаметром 10 мм при помощи сварки.

Горизонтальные заземлители прокладывают на уровне верхних концов вертикальных заземлителей. Все подземные соединения и присоединение заземляющих проводников к заземляемым конструкциям выполняют сваркой, а к корпусам аппаратов — сваркой или болтами. Каждый заземляемый элемент подстанции присоединяют к заземляющему контуру при помощи отдельного ответвления. Последовательно включать в заземляющий проводник несколько заземляемых частей установки запрещается.

При сооружении подстанций и распределительных устройств в последнее время широко применяют комплектные распределительные устройства (КРУ) на напряжение 6−35 кВ и комплектные трансформаторные подстанции (КТП) на напряжение 6−110 кВ. КРУ представляет собой отдельный шкаф, укомплектованный аппаратами первичных цепей, приборами и аппаратами защиты и заземления, учета и сигнализации, ошиновками и проводами вторичных цепей. Выключатели с приводами устанавливают стационарно или на выкатных тележках. КТП состоит из трансформатора, распределительного или вводного устройства высшего напряжения, комплектного РУ низшего напряжения с токопроводом между ними. КРУ и КТП изготовляют для внутренней или наружной установки. Применение КРУ и КТП позволяет повысить уровень индустриализации монтажных работ; уменьшить объем строительных работ; снизить трудозатраты при монтаже; повысить надежность и безопасность обслуживания; упростить комплектацию РУ.

К монтажу КРУ приступают после окончания всех строительных и отделочных работ, чтобы исключить увлажнение изоляции монтируемых устройств. Закладные части для установки КРУ и обрамления для кабельных проводок должны соответствовать проектам. Неровность несущих поверхностей закладных швелеров не должна превышать 1 мм на 1 м длины швелера и 5 мм на всю длину секции КРУ. Шкафы КРУ устанавливают, начиная с крайнего шкафа, соответственно схеме заполнения. Смежные шкафы соединяют болтами. Зазор между ними не должен превышать 1 мм. После выверки установленных шкафов их прикрепляют к закладным деталям сваркой. Затем устанавливают сборные шины, присоединяют ответвления, монтируют шинки оперативных цепей, устанавливают приборы. Для механизации работ по монтажу КРУ и КТП применяют сборно-разборные порталы, тележки для перевозки шкафов и др. После окончания монтажа выполняют ревизию и регулировку механической части КРУ и КТП.

При монтаже КТП наружной установки силовые трансформаторы и КРУ разгружают на фундамент, выверяют и закрепляют. Затем устанавливают ошиновку и ведут работы по монтажу вторичных цепей, заземлению и освещению. Кабели по территории подстанции укладывают в лотки или короба. В блочных подстанциях токоведущие соединения выполняют жесткой ошиновкой. Вокруг подстанций устанавливают сеточное ограждение.

Фазировка кабелей и трансформаторов. Необходимость в фазировке электрических цепей возникает при включении трансформаторов и кабелей на параллельную работу. На стадии монтажа до присоединения кабелей фазировку выполняют прозвонкой электрических цепей. Перед подачей напряжения и после выдачи разрешения на параллельную работу производят окончательную фазировку под напряжением.

При фазировке под напряжением должна быть электрическая связь между фазируемыми цепями. В сетях с заземленной нейтралью такая связь создается через заземление нейтрали, а в сетях с изолированной нейтралью — путем соединения перемычкой любой фазы одного трансформатора с любой фазой другого. После подачи напряжения на подготовленные таким образом цепи измеряют напряжение между каждым выводом одного трансформатора и всеми выводами другого.

Напряжение в сетях до 1000 В измеряют вольтметрами, рассчитанными на двойное линейное напряжение. При подключении к одноименным фазам показание вольтметра будет иметь нулевое значение. Во всех остальных случаях они будут отличаться от нулевого значения. В сетях выше 1000 В применяют специальный указатель напряжения для фазировки, который представляет собой два указателя напряжения, соединенных гибким проводом с усиленной изоляцией. Внутри трубок указателей размещают газоразрядную индикаторную лампу, конденсаторы и резисторы. При прикосновении крюками указателей к фазам свечение неоновой лампы указывает на то, что фазы разноименны, а его отсутствие — что фазы одноименны.

При фазировке жилы кабелей или проводников должны быть разведены на безопасное расстояние и надежно закреплены. Фазировку выполняют с изолированных подставок, в резиновых перчатках и в очках. Лица, выполняющие фазировку, должны занимать устойчивое положение и не прикасаться к стенам и металлическим предметам.

3.2 Организация эксплуатации электрооборудования Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) — это электрическая установка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электроэнергии трехфазного тока. Она состоит из одного или двух трансформаторов, устройства высшего напряжения УВН) с коммутационной аппаратурой, комплектного РУ со стороны низшего напряжения (РУНН) и служит для распределения энергии между отдельными электроприемниками или группами электроприемников в цехе.

Условное обозначение комплектной трансформаторной подстанции КТП-Х/10/0,4−81-У1 расшифровывается так: К — комплектная, Т — трансформаторная, П — подстанция, Х — мощность силового трансформатора, 10 — класс напряжения в кВ, 0,4 — номинальное напряжение на стороне НН, 81 — год разработки, У1 — вид климатического исполнения.

Условия эксплуатации комплектных трансформаторных подстанций:

— высота установки трансформатора над уровнем моря не более 1000 м.

— температура окружающего воздуха от -40 до +40 С.

— отсутствие тряски, вибрации, ударов.

— окружающая среда — невзрывоопасная, химически неактивная.

— гарантийный срок — три года со дня ввода КТП в эксплуатацию.

В состав комплектной трансформаторной КТП-250−2500/10/0,4-У3 подстанции входят:

— устройство со стороны высшего напряжения (УВН) — шкаф глухого ввода ВВ-1 или шкаф ШВВ-2УЗ с выключателем нагрузки ВНП;

— силовые трансформаторы (один — для КТП, два — для 2КТП): масляные ТМФ-250, ТМФ-400-для КТП-250−400; масляные ТМЗ;

— распределительное устройство низшего напряжения РУНН 0,4 кВ, состоящее из шкафов ввода низшего напряжения, секционного шкафа для двухтрансформаторной подстанции и шкафов отходящих линий.

Защита КТП от многофазных коротких замыканий отходящих линий осуществляется выключателями со встроенными электромагнитными и тепловыми расцепителями.

При радиальном питании КТП кабельными линиями от распределительного пункта 6 — 10 кВ по схеме блок — линия — трансформатор допускается глухое присоединение к трансформатору.

Установка шкафа УВН с отключающей и заземляющей аппаратурой перед трансформатором КТП при магистральной схеме питания обязательна.

При мощности трансформаторов 1000 — 1600 кВА к одной магистрали следует присоединять две-три КТП, при меньшей мощностях — три-четыре.

КТП с трансформаторами мощностью 2500 кВА необходимо питать по радиальной схеме так как при магистральной схеме с двумя трансформаторами трудно выполнить селективную защиту на питающей линии.

При техническом обслуживании комплектных трансформаторных подстанций (КТП) основным оборудованием, за которым нужно вести регулярное наблюдение и уход, являются силовые трансформаторы и коммутационная аппаратура распределительных щитов.

Завод изготовитель несет ответственность за работу КТП в течении 12 месяцев со дня ввода их в эксплуатацию, но не более 24 месяцев со дня отгрузки при условии соблюдения правил хранения, транспортировки и обслуживания.

Токи нагрузок при нормальной эксплуатации не должны превышать значений, указанных в заводских инструкциях. В подстанциях с двумя резервирующих друг друга трансформаторами, эксплуатационная нагрузка не должна превышать 80% номинальной. При аварийном режиме допускается перегрузка линий, отходящих от распределительных щитов, КТП, при защите их автоматами с комбинированными расцепителями.

Кроме показаний приборов, о нагрузке герметизированных трансформаторов типов ТНЗ и ТМЗ судят по давлению внутри бака, которое при нормальной нагрузке не должно превышать 50 кПа по показанию мановакумметра. При давлении 60 кПа срабатывает реле давления, выдавливая стеклянную диафрагму, давление при этом понижается до нуля. Резкое снижение внутреннего давления происходит и при потере герметичности трансформатора.

Если давление упало до нуля, проверяют целостность диафрагмы. Если она разбита, трансформатор отключают, и выясняют причину, приведшую к срабатыванию реле давления, и при отсутствии повреждения (т.е. реле сработало от перегрузки) устанавливают новую диафрагму и включают трансформатор под пониженную нагрузку. На герметизированных трансформаторах для контроля температуры в верхних слоях масла установлены термометрические сигнализаторы с действием на световой или звуковой сигнал при перегреве.

У трансформаторов, снабженных термосифонными фильтрами, во время эксплуатации контролируют нормальную циркуляцию масла через фильтр по нагреву верхней части кожуха. Если в пробе масла обнаруживают загрязненность, фильтр перезаряжают. Для этого фильтр разбирают, очищают внутреннюю поверхность от грязи, шлама и промывают чистым сухим маслом. При необходимости заменяют сорбент. Сорбент, полученный в герметической таре, можно применять без сушки.

Контроль за осушителем сводится к наблюдению за цветом индикаторного силикагеля. Если большая часть его окрашивается в розовый цвет, весь силикагель осушителя заменяют или восстанавливают нагревом его при 450 — 500 С в течение 2 ч, а индикаторный силикагель — нагревом при 120 С до тех пор, пока вся масса не окрасится в голубой цвет (приблизительно через 15 ч).

Удаление шлама и оксидной пленки с контактной системы переключателя ступеней, рекомендуется производить не реже 1 раза в год прокручиванием переключателя до 15−20 раз по часовой и против часовой стрелки.

Периодичность осмотров КТП устанавливается службой главного энергетика. Осмотр КТП производится при полном снятии напряжении на вводе и отходящих линиях.

3.3 Организация ремонта электрооборудования Трансформатор направляется в ремонт при наличии следующих внешних признаков неисправного состояния: сильное внутреннее потрескивание или неравномерный шум; возрастание нагрева при нормальной нагрузке и охлаждении; выброс масла из расширителя или разрушение диафрагмы выхлопной трубы; течь масла и понижение нормального уровня масла по маслоуказателю; неудовлетворительные результаты химического анализа масла. Естественное старение и износ изоляции, а также систематическая перегрузка трансформатора и динамические усилия при сквозных токах короткого замыкания приводят к витковым замыканиям в катушках высокого и низкого напряжения трансформатора. Увлажнение масла и старение изоляции обмоток, как правило, влекут за собой серьезные неисправности — замыкание на корпус (пробой на корпус) и междуфазные замыкания в обмотках трансформатора. Иногда происходит обрыв электрической цепи в результате отгорания отводов обмотки, разрушения соединений из-за низкого качества пайки или сварки отводов.

В отдельных случаях встречается неисправность в виде «пожара в стали», которая бывает вызвана нарушениями межлистовой изоляции или изоляции стяжных болтов, а также образованиями короткозамкнутого контура при повреждении изоляционных прокладок между ярмом и магнитопроводом. Это повреждение приводит к возрастанию нагрева корпуса и масла при нормальной нагрузке, гудению и потрескиванию трансформатора. Увеличение тока холостого хода по сравнению с заводскими данными, как правило, происходит за счет ослабления шихтованного пакета магнитопровода.

Перегрев трансформатора может определяться низким уровнем масла, в результате чего обнаженная часть обмотки и активной стали перегреваются. Убедившись в отсутствии течи масла из бака, доливают масло до нормального уровня. Ненормальное гудение в трансформаторе наблюдается при ослаблении опрессовки шихтованного магнитопровода, нарушении опрессовки стыков, вибрации крайних листов магнитопровода, а также в случаях перегрузки, работы на повышенном напряжении или при большой несимметрии фаз. Потрескивание внутри трансформатора показывает на перекрытие (но не пробой) обмоток или отводов на корпус вследствие перенапряжения. Обрыв заземления также влечет за собой потрескивание, так как при обрыве могут происходить разряды обмотки или отводы на корпус, что воспринимается как треск внутри трансформатора.

Пробой обмоток на корпус или между обмотками высшего и низшего напряжений, или между фазами одного напряжения чаще всего происходит за счет перенапряжения, резкого ухудшения качества масла, понижения уровня масла, старения изоляции. Обрывы в обмотках являются следствием плохого выполнения пайки или сварки проводов обмоток или повреждений в проводах, соединяющих концы обмоток с выводами. Обрывы чаще всего происходят в местах изгиба кольца провода под болт вывода. В этих случаях вывод выполняют гибким соединением (демпфером). Неудовлетворительный контакт в одном из зажимов или внутри обмотки фазы, а также обрыв в первичной обмотке трансформатора, соединенного по схеме треугольник — звезда, треугольник — треугольник или звезда — звезда, приводят к отклонению вторичного напряжения от заданного значения (вторичное напряжение неодинаково по фазам при нагрузке или при нагрузке и холостом ходе).

Трещины в изоляторах, понижение уровня масла в трансформаторе при загрязнении их внутренней поверхности приводят к пробою вводов на корпус, а при повреждении изоляции отводов — к перекрытию между вводами отдельных фаз. Иногда из-за нарушения сварного шва арматуры или образования трещин в баке от механических или температурных воздействий происходит течь масла из бака трансформатора. При повреждении прокладки из маслоупорной резины во фланцевых соединениях также происходит утечка масла.

Нарушение регулировки переключающего устройства приводит к отсутствию контакта, а термическое воздействие на контакты при коротких замыканиях вызывает оплавление контактной поверхности переключателя напряжения трансформатора.

Повреждения внешних частей трансформатора легко обнаружить при внешнем осмотре, а внутренних деталей — только путем различных испытаний и измерений. Однако результаты измерений и испытаний не могут определить объемы повреждений и соответственно объемы работ. Поэтому для определения категории ремонта проводят дефектацию трансформатора, т. е. комплекс работ по выявлению характера и степени повреждения его частей. На основании дефектации определяют причины и масштабы повреждений, объем и технологическую последовательность ремонта трансформатора, а также необходимые материалы, инструменты, приспособления для производства ремонта.

Последовательность операций при разборке трансформатора состоит в следующем.

Из расширителя сливают масло, снимают газовое реле и расширитель и ставят заглушку на отверстие в крышке бака. С помощью грузоподъемных устройств (кран, таль) стропами за кольца поднимают крышку с активной частью трансформатора. Приподняв ее на 10−15 см, осматривают состояние и положение уплотняющей прокладки, отделяют ножом ее от рамы бака и сохраняют для повторного применения. После этого извлекают из бака активную часть.

Разборку, осмотр и ремонт трансформатора производят в сухом закрытом и приспособленном для производства таких работ помещении.

Вынув полностью активную часть из бака и приподняв ее на 20 см, бак отодвигают в сторону, а активную часть устанавливают на сколоченном из оструганных чистых досок помосте высотой 30 — 50 см для удобства осмотра, дальнейшей разборки и ремонта. До начала осмотра обмотки очищают от грязи и промывают струей нагретого до 35 — 40 °C трансформаторного масла.

При ревизии трансформатора с выемкой активной части проверяют состояние отдельных блоков:

— магнитопровода — плотность сборки и качество шихтовки;

— прочность креплений ярмовых балок;

— состояние изоляционных гильз, шайб и прокладок, степень затяжки гаек, шпилек, стяжных болтов;

— состояние заземления;

— обмоток — расклиновку на стержнях магнитопровода и прочность посадки обмоток;

— отсутствие следов повреждений;

— состояние изоляционных деталей;

— прочность соединений выводов, демпферов;

— переключающих устройств — прочность присоединений отводов обмоток и состояние контактов переключателя;

— четкость действия механизма;

— целость изоляции отводов, прочность крепления всех деталей переключателя;

— внешних частей — расширителя, бака, наружной части вводов, пробивного предохранителя;

— маслоуказателей и других приборов, отсутствие вмятин на циркуляционных трубах и течи масла из сварных швов, фланцевых и других уплотнений.

При капитальном ремонте трансформатора после разборки его и выемки активной части в случае необходимости разбалчивают и расшихтовывают ярмо магнитопровода и снимают катушки. В эксплуатации находится большое количество трансформаторов, магнитопроводы которых стянуты горизонтальными шпильками, проходящими в отверстия пластин, и изолированными от магнитопровода. Изоляция горизонтальных стяжных шпилек часто повреждается и это приводит к замыканиям стальных пластин, что вызывает сильный местный нагрев железа, выгорание изоляционных гильз стяжных шпилек и изоляции пластин магнитопровода. Во время ремонта магнитопровода такой конструкции изоляционную гильзу заменяют новой или изготовляют ее из кабельной бумаги толщиной 0,12 мм, для чего бумагу наматывают на шпильку пропитывают бакелитовым лаком и запекают. Размеры изоляционных трубок для стяжки пластин: для шпилек диаметром 12−25 мм стенки трубок должны иметь толщину 2−3 мм; для 25−50 мм — 3−4 мм; для 50−70 мм — 5−6 мм. Диаметр нажимной шайбы должен быть на 4 мм меньше диаметра изоляционной шайбы. Шайбы и прокладки изготовляют из электротехнического картона толщиной 2−5 мм.

Для восстановления изоляции пластин магнитопровода предварительно удаляют старую изоляцию металлической щеткой или кипячением листов в воде, если они покрыты битумной изоляцией, или в 10%-ном растворе едкого натра, если они покрыты другими изоляционными лаками. Затем на подогретый до 120 °C стальной лист пульверизатором наносят смесь из 90% лака № 202 горячей сушки и 10% чистого фильтрованного керосина. Можно использовать для изоляции пластин глифталевый лак № 1154 и растворители бензол и бензин. Пластины с нанесенным слоем изоляции сушат при 25 °C в течение 7ч.

При восстановлении бумажной изоляции применяют папиросную бумагу толщиной 0,03 мм. В этом случае на стальную пластину, очищенную от остатков старой изоляция и масла, наносят кистью крахмальный клей, затем накладывают бумагу и разглаживают ее чистой тряпкой.

Для лакировки пластин на ремонтных предприятиях применяют специальные лакировальные станки, а для запекания и сушки пленки — специальные печи.

В отдельных случаях пластины магнитопроводов оказываются настолько поврежденными, что их невозможно более использовать. В этих случаях по образцам или шаблонам изготовляют новые листы стали. Раскрой листов выполняют так, чтобы длинная сторона была обязательно вдоль проката листа.

Для изготовления отверстий для стяжных шпилек в пластинах используют штамп, так как сверлить листы трансформаторной стали нельзя. Вновь изготовленные пластины покрывают изоляционным слоем вышеуказанными способами.

После сборки и шихтовки магнитопровода измеряют сопротивление его межлистовой изоляции методом амперметра — вольтметра. В качестве источника напряжения используется аккумуляторная батарея напряжением 12 В.

В схему, показанную на рис. 28, включены амперметр со шкалой на 5 А, вольтметр со шкалой на 12 В и ползунковый реостат на 50−100 Ом. Для измерения сопротивления изоляции две медные заостренные пластины вставляют между пластинами магнитопровода на глубину 40−50 мм и реостатом устанавливают ток 2−2,5 А.

Состояние изоляции считается удовлетворительным, если сопротивления изоляции симметричных пакетов не отличаются друг от друга более чем в 1,5 раза и в 2 раза от соответствующих заводских данных.

При осмотре обмоток вынутой активной части трансформатора могут быть обнаружены некоторые повреждения, которые можно устранить без их демонтажа (ослабление прессовки обмоток, небольшая деформация отдельных витков, повреждение участков изоляции проводника, отсоединение выводов от переключающего устройства и т. д.).

При серьезных повреждениях (пробой изоляции между обмотками высшего и низшего напряжения, oплавление проводов, витковые замыкания, пробой изоляции обмоток низшего напряжения на сталь магнитопровода и др.) обмотки демонтируют для их ремонта или замены новыми.

Для снятия отмоток отвертывают верхние гайки вертикальных и гайки горизонтальных шпилек, вынимают их из отверстий в ярме, снимают ярмовые балки. После этого приступают к расшихтовке верхнего ярма магнитопровода, начиная с крайних пакетов, вынимая по две-три пластины. Снятые пластины складывают в той же последовательности, в какой извлекали из ярма, и связывают в пакеты. После разборки верхнего ярма приступают к демонтажу обмоток.

Обмотки мощных трансформаторов демонтируют с помощью подъемных приспособлений.

Ремонт обмоток является одной из наиболее ответственных операций.

Провод поврежденных катушек трансформаторов используют для дальнейшей эксплуатации. Для этого катушку обжигают в печи при температуре 450−500 °С, разрыхляют старую изоляцию и полностью очищают провод. После очистки провод рихтуют, протягивая между сжатыми деревянными плашками, изолируют кабельной бумагой или тафтяной лентой в два слоя с перекрытием одного на другой. Для этого используют специальные изолировочные станки или приставки к токарному станку. Обмотки наматывают на шаблон, на который предварительно намотан слой электротехнического картона толщиной 0,5 мм. Катушку пропитывают лаком ТФ-95 и запекают при температуре 100 °C в течение 10 ч в печи.

При ремонте трансформатора осматривают и ремонтируют все его части: бак, расширитель, вводы, переключатель напряжения, термосифонный фильтр.

Внутреннюю поверхность бака очищают металлическим скребком, после чего промывают отработанным маслом. При необходимости выправляют погнутости и вмятины предварительно нагретого участка бака легкими ударами молотка, подложив с противоположной стороны удара металлический упор. Волосяные трещины сварочных соединений чеканят или паяют, а крупные трещины — заваривают. Трещины в трубе заваривают электросваркой, а на ребре и стенке корпуса — газосваркой. После этого проверяют качество заделки, для чего с наружной стороны швы зачищают и покрывают мелом, а изнутри смачивают керосином. Если шов неплотный, керосин протекает и смачивает мел, который темнеет. Герметизацию корпуса проверяют заливкой бака до бортов отработанным маслом на 1 ч при температуре не ниже 10 °C.

Ремонт расширителя заключается в проверке целости стеклянной трубки маслоуказателя, исправности запорного болта, состояния уплотняющих прокладок. Если при осмотре выявлено, что неисправно плоское стекло или треснула стеклянная трубка маслоуказателя, а также повреждены и потеряли упругость резиновые прокладки, то во время ремонта эти детали и уплотнения меняют. Прокладки изготовляют из маслостойкой резины. Со дна расширителя удаляют осадок и влагу, промывают его чистым маслом. Проверяют исправность крана, находящегося на маслопроводе между баком и расширителем. Если пробка крана неплотно прилегает к месту посадки в корпусе крана, то эти поверхности притирают мелким абразивным порошком, а непригодную сальниковую набивку заменяют новой, которую готовят из асбестового шнура, пропитанного в смеси из жира, парафина и графитового порошка.

На предохранительной трубе проверяют прочность и герметичность крепления стеклянной диафрагмы. Поврежденную диафрагму и потерявшие упругость резиновые прокладки заменяют новыми. Внутреннюю часть трубы очищают от грязи и промывают чистым трансформаторным маслом.

В трансформаторах старых конструкций для ремонта фланцевых вводов необходимо снимать крышку и вынимать активную часть из бака.

В настоящее время применяются съемные вводы и замену фарфоровых изоляторов производят без подъема активной части. Для этого достаточно отвернуть с токопроводящего стержня верхние гайки, раскрепить устройство, прижимающее ввод к крышке, снять с ввода колпак и находящееся под ним уплотняющее резиновое кольцо, после чего заменить изолятор и собрать ввод вновь.

Наиболее часто в армированных вводах повреждаются армировочные швы в том месте, где соединяются фарфоровые изоляторы с металлическими фланцами. Причиной этого повреждения является воздействие на изолятор переменных температур, которые вызывают значительные механические усилия вследствие различных коэффициентов расширения металла и фарфора. Иногда нарушения швов вызывают электродинамические силы токов короткого замыкания, которые воздействуют на ввод при их прохождении чepeз токопроводящий стержень.

Если на изоляторе обнаружены сколы площадью не более 3 см² или царапины глубиной не более 0,5 мм, то эти места промывают бензином и покрывают двумя слоями бакелитового лака, просушивая каждый слой в сушильном шкафу при температуре 50−60 °С. Изоляторы с большими дефектами заменяют новыми. Старый изолятор нагревают автогенной горелкой до 100 °C, а фланец — до такого состояния, при котором армировка начинает трескаться и высыпаться. Легким постукиванием молотка по фланцу освобождают его от изолятора. Внутрь колпака укладывают новую резиновую прокладку, вставляют новый изолятор и заливают цементирующий состав. После остывания поверхность шва покрывают эмалью 624 С. Вводы, в которых армировочные швы разрушены менее чем на 30% относительно длины окружности, ремонтируют. Для этого расчищают зубилом поврежденный участок шва и заливают вводы новым цементирующим составом (рисунок 4). При размерах разрушения армировочного шва более 30% ввод переармируют. Цементирующий состав на порцию для одного ввода приготовляют из смеси, состоящей (по массе) из 140 ч. магнезита, 70 ч. фарфорового порошка и 170 ч. раствора хлористого магния. Этот состав пригоден к использованию в течение 20 мин.

Термосифонный фильтр, служащий для непрерывного восстановления трансформаторного масла, при ремонте очищают от остатков старого сорбента, промывают внутреннюю полость трансформаторным маслом, заполняют новым поглощающим веществом и прочно присоединяют к баку трансформатора фланцевыми соединениями.

При ремонте переключателей проверяют качество контактных соединений. Слегка закопченные контакты очищают, промывают бензином и трансформаторным маслом, сильно обгоревшие и оплавленные контакты опиливают напильником, а разрушенные — заменяют новыми.

В переключателях могут быть повреждения изоляционных деталей (трубка, цилиндр) в виде сколов, трещин, нарушений лаковой поверхности и царапин. Небольшие повреждения изоляции восстанавливают путем покрытия их двумя слоями бакелитового лака, а детали, имеющие большие сколы и трещины, заменяют.

При необходимости перепаивают отводы к обмоткам, используя для этого припой ПОС-40.

После ремонта переключатель собирают, протирают ветошью место установки, осматривают сальниковое уплотнение и при необходимости заменяют. Затянув сальниковую пробку, ставят на место ручку переключателя и затягивают шпильки.

Качество работы переключателя проверяют путем изменениям положения его для определения плотности прилегания контактных колец к контактным стержням. При переключении в положение І, II и III, что соответствует фазам А, В и С, должны быть четко слышны щелчки, а фиксирующие шпильки в переключаемых положениях должны входить в свои гнезда. Ремонт крышки заключается в устранении коробления или вогнутости ее и заварки трещин. Вогнутости выравнивают ударами молотка (кувалды), предварительно нагрев места паяльной лампой. На концах трещин просверливают сквозные отверстия диаметром 2−3 мм, трещины обрабатывают, снимают фаски кромок углом 45° и заваривают электросваркой, а шов зачищают заподлицо с поверхностью крышки.

Процесс сборки трансформатора после ремонта состоит из насадки обмоток и их расклинивания, шихтовки и прессовки верхнего ярма магнитопровода, сборки и соединения схемы обмоток. До начала насадки обмоток стержни магнитопровода плотно стягивают лентой, пропущенной через отверстия в них.

Насадка обмоток на стержни магнитопровода трансформатора начинается с крайних фаз обмоток низшего напряжения, а затем на них устанавливают обмотки высшего напряжения. Насадку производят без применения молотков, так как это может привести к деформации обмоток и повреждению изоляции. Отводы обмоток низшего и высшего напряжений располагают с противоположных сторон. После насадки обмотки расклинивают буковыми планками и круглыми стержнями, для чего между обмотками укладывают две электрокартонные обертки.

Предварительно натертые парафином буковые планки сначала вставляют на глубину 30−40 мм, а затем забивают поочередно противоположно расположенными парами. Планки, туго входящие в щель между электрокартонными обертками, обстругивают, а под слабо входящие планки подкладывают полоски электрокартона. После расклинивания обмоток высшего напряжения таким же образом расклинивают обмотки низшего напряжения круглыми стержнями, забиваемыми между цилиндром и ступенями стержня магнитопровода по всей длине обмотки.

После окончания расклиновки устанавливают верхнюю ярмовую изоляцию и выгибают концы обмоток, подготавливая их к пайке отводов при соединении схемы. После этого приступают к шихтовке верхнего ярма магнитопровода.

Шихтовка ярма заключается в последовательной установке пластин ярма магнитопровода, при которой один их слой располагается между слоями пластин стержня, а следующий — встык с этим слоем. Хорошо сшихтованное ярмо не имеет зазоров между слоями пластин, пропусков и перекрытий в месте стыка. Начинают шихтовку верхнего ярма с центрального пакета среднего стержня. Пластины закладывают изолированной стороной внутрь ярма. После зашихтовки средней части центрального пакета приступают к крайним пакетам, начиная с длинных пластин и не допуская перекрытия узких пластин стержней и зазоров в стык. В процессе шихтовки следят за тем, чтобы отверстия в пластинах точно совпадали с отверстиями в стержнях, иначе в эти отверстия не пройдут стяжные шпильки в изоляционных трубках, выравнивание пластин во время шихтовки производят ударами молотка по куску медной или алюминиевой шины, проложенной вдоль пластин. После выравнивания верхнего ярма приступают к установке на магнитопроводе верхних ярмовых балок и прессовке с их помощью магнитопровода и обмоток.

Ярмовые балки устанавливают с обеих сторон верхнего ярма магнитопровода, а в отверстия в полках балок вводят четыре вертикальные стяжные шпильки с бумажно-бакелитовыми трубками. На концы шпилек надевают картонные и стальные шайбы и затягивают гайками.

Заземление верхних ярмовых балок осуществляют несколькими медными лужеными лентами, которые устанавливают одним концом между пластинами верхнего ярма на расстоянии 10−15 см от края пакета и на глубину 65−70 мм, а другой ее конец зажимают между ярмовой балкой и активной частью на стороне низшего напряжения. Медная луженая лента имеет размеры 0,3×30×120 мм. После установки заземляющих лент начинают затягивать гайки на стяжных шпильках и одновременно прессуют верхнее ярмо. Равномерно затягивая торцевым ключом гайки, прессуют обмотку, а затем окончательно спрессовывают верхнее ярмо. После этого измеряют мегаомметром сопротивление изоляции шпилек и, если все в норме, раскернивают гайки на шпильках в трех местах, чтобы они не отвинчивались при работе трансформатора.

При ремонте трансформатора изоляцию стяжных шпилек и ярмовых балок магнитопровода проверяют мегаомметром на 1000−2500 В. Значение сопротивления изоляции не нормируется, но по опытным данным известно, что сопротивление изоляции этих частей магнитопровода должно быть не менее 10 МОм.

Для соединений обмоток концы тщательно зачищают на длину провода 15−30 мм в зависимости от их сечения, соединяют скобочкой из луженой медной ленты толщиной 0,25−0,4 мм или бандажом из луженой медной проволоки толщиной 0,5 мм. В качестве флюса при пайке припоем ПОС-40 применяют канифоль или буру. В трансформаторах большой мощности для соединения концов обмоток применяется медно-фосфорный припой (92,5% меди и 75% фосфора). Температура плавления его 715 °C. Пайку этим припоем производят паяльными щипцами. После пайки соединения очищают, изолируют бумагой и лакотканью шириной 20−25 мм и покрывают лаком ГФ-95. С помощью отводов концы обмотки трансформатора соединяют с контактами переключателя и стержнями вводов.

Отвод представляет собой отрезок круглого провода или прямоугольной шины с демпфером на одном конце, который служит для предохранения отвода от отрыва как при перемещении сердечника внутри бака во время транспортировки, так и для компенсации отклонений расстояний между магнитопроводом и крышкой бака по вертикали.

При ремонте используют старые отводы, но если они оказываются поврежденными, то изготовляют новые из такого же провода. Для отводов обмоток высшего напряжения применяются изолированные провода марки ПБ или гибкий кабель марки ПБОТ, а для отводов обмоток низшего напряжения — неизолированные медные провода. 44. Пайку производят внахлестку припоем ПОС-40 или медно-фосфорным припоем. Места присоединения отводов к концам обмоток изолируют крепированной бумагой или лакотканью шириной 25−30 мм, затем оплетают слоем тафтяной ленты шириной 15−20 мм и покрывают двумя слоями лака ГФ-95 и одновременно покрывают этим лаком отводы по всей длине. Если изоляция отводов из круглого провода по всей длине сделана из бумажно-бакелитовых трубок, то лакотканью изолируют только стыки трубок.

При сборке обращают внимание на правильность установки уплотняющих прокладок, а также прочность затяжки гаек. При установке подъемных шпилек их длину регулируют так, чтобы активная часть трансформатора и крышка правильно стояли на своих местах.

Активную часть с закрепленной на ней крышкой с помощью подъемных устройств опускают в бак, уложив уплотняющую прокладку из маслостойкой листовой резины толщиной 6−12 мм под крышку. Для исключения возможности вдавливания ее внутрь бака применяют несколько способов. Чтобы прокладка при установке крышки не сместилась, ее приклеивают к раме бака. Крышку монтируют на раме бака, равномерно затягивая болты по всему периметру. После этого на крышке устанавливают кронштейны, на которых крепят болтами расширитель с маслоуказателем, предохранительную трубку с проверенной стеклянной диафрагмой, газовое реле и пробивной предохранитель.

Трансформатор заполняют чистым трансформаторным маслом до требуемого уровня по маслоуказателю расширителя, проверяют герметичность арматуры и деталей, а также отсутствие течи масла из соединений и швов. При отсутствии дефектов, препятствующих нормальной и безопасной работе, трансформатор подвергают электрическим испытаниям, объемы и нормы которых установлены правилами технической эксплуатации.

После окончательной сборки трансформатора его подвергают следующим испытаниям: измеряют сопротивление изоляции обмоток; определяют коэффициент трансформации; измеряют сопротивление обмоток постоянному току; проверяют группы соединения обмоток; измеряют потери и ток холостого хода; измеряют потери и напряжение короткого замыкания; испытывают герметичность бака; испытывают электрическую прочность изоляции.

Трансформаторы напряжения по своему устройству и принципу работы напоминают обычные силовые трансформаторы, но отличаются от них малой мощностью (максимальная мощность трансформатора напряжения НОМ-10 составляет 720 В*А) и изготовляются со стороной высшего напряжения на все напряжения по ГОСТу от 0,38 до 500 кВ.

В распределительных устройствах подстанции на 10 кВ применяют преимущественно трансформаторы напряжения НОМ-10, НТМК-10 или НТМИ-10.

Перед монтажом трансформаторы напряжения подвергают осмотру и ревизии, когда поднимают активную часть и сушат обмотки.

При ревизии трансформатора с выемкой активной части проверяют состояние магнитопровода и обмоток в тех же объемах, что и у силовых трансформаторов.

Обнаруженные при ревизии неисправности устраняют, а снижение сопротивления изоляции вследствие ее увлажнения восстанавливают путем сушки активной части трансформатора напряжения.

Трансформаторы напряжения при монтаже устанавливают на металлической раме высотой 20−25 см, прикрепленной к полу камеры. Иногда трансформатор монтируют на угольниках, приваренных к закладным частям камеры или каркасу ячейки КРУ или КПТ. Для удобства ревизии или замены трансформатора передний опорный угольник конструкции должен быть обращен полкой вниз. Поднимают и опускают (при монтаже и демонтаже) трансформатор за скобы, которые располагаются на его корпусе или крышке. Пробку для спуска масла и указатель уровня масла в трансформаторе следует обращать в сторону обслуживания.

При монтаже трансформатора к выводу с маркировкой «А» подсоединяют желтую шину, к «В» — зеленую и к «С» — красную. При однофазных трансформаторах вывод «А» можно подсоединять к любой фазе. Если устанавливают три однофазных трансформатора, то все выводы с маркировкой «X» соединяют общей шиной в нулевую точку и заземляют. Корпус каждого трансформатора напряжения подсоединяют к заземляющей магистрали отдельной стальной шиной сечением не менее 48 мм².

После монтажа трансформатора напряжения проверяют изоляцию вторичных обмоток приложением в течение 1 мин напряжения 1 кВ частотой 50 Гц и ток холостого хода при номинальном напряжении во вторичной обмотке. Холостой ход не нормируется, но он не должен отличаться от заводских данных более чем на 10%.

Перед включением в сеть маслонаполненного трансформатора напряжения из-под верхней (маслосливной) трубки вынимают герметизирующую шайбу для обеспечения свободного входа и выхода воздуха (работы «дыхательного устройства»).

Технология ремонта трансформатора напряжения, правила разборки магнитопровода, снятие и ремонт катушек, выполнение намоточных работ при изготовлении катушек, ремонт пластин магнитопровода и т. п. очень сходны с подобными работами силового трансформатора. На все время ремонта или монтажа первичные и вторичные обмотки трансформаторов напряжения в целях безопасности должны быть закорочены, так как случайные соприкосновения с временными проводками, предназначенными для освещения, сварки и измерений, могут вызвать обратную трансформацию и напряжение, опасное для людей.

Трансформаторы тока перед монтажом тщательно осматривают, проверяют состояние изоляции и контактных частей, целость и исправность литого корпуса у трансформаторов ТКЛ и ТПЛ и металлического корпуса у ТПОФ и ТПФМ и сохранность фарфоровых изоляторов.

Трансформаторы тока, у которых повреждены изоляторы, имеются глубокие вмятины на кожухе, зафиксирован пробой изоляции на металлический корпус, обнаружены внутренние обрывы проводов вторичной цепи, подлежат ремонту до начала монтажа. После окончания ремонта трансформаторов тока их подвергают испытаниям, определяя сопротивление изоляции первичной обмотки по отношению к корпусу трансформатора тока и сопротивление изоляции вторичных обмоток.

При прохождении тока по первичной обмотке трансформатора в его разомкнутой вторичной обмотке будет индуктироваться опасное напряжение, сопровождающееся недопустимым нагревом магнитопровода, что может привести к пробою изоляции или к несчастному случаю.

При замене трансформатора тока новым выводы первичной обмотки присоединяют к шинам распределительного устройства и провода вторичных цепей — к зажимам вторичной обмотки, металлический корпус или основание трансформатора тока заземляют. При этом опорные трансформаторы тока устанавливают, как правило, на горизонтальной плоскости, а проходные — в горизонтальном или вертикальном положении на жестких сварных конструкциях из угловой стали размером не менее 50×50×5 мм.

При установке нового трансформатора тока напряжением 10 кВ необходимо, чтобы расстояния между токоведущими частями разных фаз, а также от этих частей до ближайших заземленных и строительных конструкций составляли не менее 125 мм. Более плотное прилегание фланцев трансформаторов тока к поверхности опорной конструкции достигается применением стальных прокладок.

Присоединение выводов первичной обмотки к шинам распределительных устройств выполняется особенно тщательно, чтобы при длительном протекании тока участок соединения не нагревался более температуры целого участка шин. Это достигается необходимой обработкой контактных поверхностей шин и выводов трансформаторов тока, применением пружинящих шайб или шайб увеличенных размеров, которые подкладывают под гайки и головки крепежных болтов, а также затяжкой болтов контактного соединения с требуемым усилием. Заземление трансформатора осуществляется с помощью провода или шины заземления, присоединяемых одним концом к специальному заземлителю или к заземляющей магистрали РУ, а другим — к трансформатору тока под болт заземления, обозначенный меткой «3». Перед присоединением провода или шины заземления к трансформатору поверхности контактов тщательно зачищают и смазывают вазелином. Таким же образом подготавливают контактную площадку под провод или шину заземления на фланце трансформатора тока.

Демонтаж трансформатора тока для его ремонта в мастерских или при его замене заключается в отсоединении проводов цепей вторичной коммутации (предварительно следует закоротить вторичную обмотку трансформатора), снятии болтового крепления с контактного соединения первичной обмотки с шинами РУ и отсоединении проводов или шин заземления корпуса или основания трансформатора тока. Затем отвинчивают гайки болтовых соединений, крепящие корпус трансформатора тока к опорной конструкции, осторожно вынимают и убирают стальные прокладки из-под фланцев, после чего трансформатор тока вынимают из гнезда.

Ремонт трансформаторов тока заключается в проверке целости фарфоровых изоляторов покрышек и их армировки. В случае выявления сколов фарфоровых изоляторов с небольшой площадью поверхности и нарушенным армировочным швом их ремонтируют тем же способом, что и изоляторы силовых трансформаторов.

При ремонте проверяется прочность крепления стержня, проходящего через изолятор. Для определения состояния изоляции между первичной и вторичной обмотками и выяснения наличия или отсутствия обрыва в цепи вторичной обмотки трансформатора тока пользуются мегаомметром напряжением 1000 В. Сопротивление изоляции между обмотками, а также между ними и корпусом должно быть не менее 100 МОм.

При ремонте проходных трансформаторов тока ТПФМ и ТПОФ проверяют также наличие контакта между корпусом и покрытой проводящим слоем (металла или графита) поверхностью изолятора. Если контакт не нарушен, стрелка мегаомметра остановится на нулевой отметке. При отсутствии контакта поверхность изолятора зачищают и покрывают графитной краской. Изоляцию трансформаторов тока сушат первичным током при короткозамкнутой вторичной обмотке или вторичным током при короткозамкнутой первичной обмотке (рис. 38). В трансформатоpax тока напряжением 6 — 10 кВ при нагреве первичным током и замкнутой вторичной обмотке ток в обмотках допускается не более 1,3 — 1,4 номинального тока во вторичной обмотке. При сушке вторичным током и короткозамкнутой первичной обмотке ток должен быть не более 1,1 — 1,2 номинального тока в первичной обмотке.

Ремонт трубчатых разрядников (рисунок 5) заключается в проверке его основных деталей и конструкций крепления: состояния лакового покрова фибро-бакелитовой трубки 4, исправности указателя срабатывания 6, надежности крепления стальных наконечников 3, крепления разрядника к конструкции на опоре, угла наклона оси разрядника к горизонтали, наличия следов дуги на расположенных внутри трубки электродах 2 и 5, состояния заземляющего провода.

При ремонте и перед началом грозового сезона проверяют внутренний искровой промежуток между электродами. Длина искровых внутренних промежутков зависит от применяемого разрядника. Так, для разрядника РТВ-6−10/2−2 длина внутреннего промежутка составляет 60 мм, для РТФ-6/1,5−10 — 80 мм, для РТФ-10/0,5−7 — 130 мм, причем при регулировке она должна отличаться от указанной величины не более чем на ±3 мм для разрядников на напряжение 6 — 10 кВ.

Величина внешних искровых промежутков также зависит от применяемого разрядника. Так, для разрядников РТВ-6−10 устанавливается промежуток 10 — 15 мм, для РТФ-6 — 8−15 мм и РТФ-10 -20 мм.

Если лаковая пленка поверхности разрядника повреждена, ее удаляют стеклянной шкуркой, а трубку покрывают двумя слоями бакелитового лака.

Обнаруженные при ремонте ослабленные наконечники разрядника поджимают в тисках с помощью двух полуколец.

Угол наклона оси разрядника к горизонтали должен быть равен 10 — 15°, а открытый конец разрядника — обращен вниз. Указатель срабатывания разрядника изготовляют из полоски латунной фольги. Эта полоска одним концом прикрепляется к на наконечнику, а другой конец ее закладывают внутрь трубки. Во время срабатывания разрядника полоску выдувает наружу. Старые сработанные или надорванные полоски заменяют новыми из латунной фольги.

Во время работы разрядника происходит выгорание трубки по длине дугогасительного канала. При ремонте проверяют внутренний диаметр канала и сравнивают замеры с заводскими данными, причем допускается отклонение не более 3 мм для разрядника напряжение 10 кВ. В случае если размеры канала отличаются от паспортных на большую величину, разрядник заменяют.

При установке трубчатого разрядника после ремонта должны быть соблюдены следующие условия:

— зона выхлопа не должна перекрываться и касаться зон выхлопа разрядников других фаз, а также металлических и деревянных частей конструкции, фарфоровых и других изоляций опор или порталов;

— электроды внешнего искрового промежутка следует изготовлять из металлического прутка диаметром не менее 10 мм;

— ось разрядника должна быть расположена под углом не менее 30° к горизонтали во избежание скопления влаги внутри него;

— положение разрядника, указателя срабатывания и внешнего искрового промежутка должно обеспечивать доступность осмотра с поверхности земли.

При ремонте вентильных разрядников проверяют целость фарфоровой покрышки и плотность укладки внутренних деталей. При покачивании корпуса они не должны перемещаться. Без особой надобности при ремонте эти разрядники не вскрывают. Вскрытие их производят только в том случае, если оказались неудовлетворительными результаты испытаний. В этом случае проверяют целость велитовых дисков и искровых промежутков, исправность нажимной пружины. Поврежденные части заменяют новыми. При сборке после ремонта тщательно герметизируют покрышку разрядника, чтобы защитить внутренние детали от атмосферных воздействий. После ремонта все металлические детали и цементирующие швы покрывают влагостойкой краской. Разрядники устанавливают на опорных конструкциях вертикально. В распределительных устройствах закрытых подстанций разрядники помещают в специальные камеры. Шины, присоединяемые к разряднику, не должны оказывать на него механического воздействия. Расстояние между разрядниками, установленными в закрытых помещениях, должно быть не менее: для электроустановки напряжением 6 кВ — 100 мм, 10 кВ — 125 мм. Разрядники заземляются жесткими стальными шинами. Установленные после ремонта разрядники подвергают испытаниям, проверяя пробивное напряжение и величину тока утечки.

Ремонт бетонных реакторов начинают с осмотра изоляторов и колонок, на которых не должно быть трещин и сколов, a также повреждений лакового покрова колонок. Сопротивление изоляции обмоток при окружающей температуре 15−20 °С должно быть не менее 50 МОм для реакторов РБ-6 и 100 Мом — для РБ-10. Если замеренные сопротивления изоляции окажутся ниже указанных, следует сравнить их с данными заводского паспорта. Допустимое сопротивление обмотки — не менее 70% от заводских данных при той же температуре.

При необходимости реакторы можно сушить током, равным 75% от номинального. Сушку можно считать законченной, если установившееся в течение 6−8 ч сопротивление изоляции составляет не менее 6 МОм при температуре на входе в камеру 110−120 °С. Процесс сушки контролируют термометрами или термопарами, укрепленными в нижней, средней и верхней частях обмоток.

После сушки обмоток реактора его бетонные колонки покрывают двумя слоями натуральной олифы с сушкой каждого слоя, а после охлаждения двукратно покрывают одним из лаков — Л-1100, Л-319, Л-144, Л-447. После каждого покрытия лак запекают в течение 5 — 6 ч, вновь подняв температуру в камере до 110−120 °С. В процессе сушки необходимо соблюдать правила противопожарной безопасности. При ремонте реакторов проверяют и поправляют деформированные витки обмоток, устраняют повреждения изоляции обмоток и бетонных колонок, при необходимости восстанавливают разрушенные части колонок. При частичном разрушении колонки восстанавливают следующим образом.

Бетонную смесь составляют из равных по объему частей цемента марки 500 или 600, кварцевого песка и гравия. Кварцевый песок предварительно промывают и просушивают. Гравий должен быть фракции 3 — 5 мм. Количество воды затворения равно 40 — 60% от массы цемента.

Опалубку для бетонирования колонок выполняют из струганых досок, а обращенную в сторону бетона поверхность досок покрывают слоем технического вазелина, чтобы бетон не пристал к опалубке. Опалубку снимают после набора бетоном определенной прочности. Этот процесс может длиться от 5 до 60 ч в зависимости от качества цемента и температуры окружающей среды. Окончательную прочность бетон набирает через 25 — 30 дней. Сушку и запечку отремонтированного реактора производят спустя 25 — 30 дней в сушильной камере при температуре 110 — 120 °C в течение 40 — 50ч.

Если при замерах выявлено, что сопротивление изоляции колонок снизилось по сравнению с заводскими данными более чем на 30% или поверхность повреждения лакового покрова превышает 25% общей поверхности колонок, то реактор направляют в капитальный ремонт.

Окончив ремонт реактора, измеряют мегаомметром сопротивление изоляции обмоток и, кроме того, испытывают изоляцию повышенным напряжением переменного тока. Сопротивление изоляции обмоток должно соответствовать нормам, установленным правилами технической эксплуатации. Фланцы нижних опорных изоляторов нижней фазы и верхних распорных изоляторов верхней фазы вертикально расположенных фаз реактора подсоединяют с помощью стальных шин размерами не менее 30×4 мм к общей сети заземления.

После окончания работ по ремонту реактора из помещения должны быть удалены инструменты и куски металла, так как при включении реактора они могут оказаться в зоне магнитного поля реактора и быть притянутыми к обмотке, таким образом повредив её изоляцию.

При ремонте высоковольтные предохранители тщательно осматривают, выявляя различные дефекты: проверяют полноту и плотность засыпки патрона заполнителем; герметичность патрона с плавкими вставками; целость плавкой вставки и ее соответствие номинальному току патрона и предохранителя; отсутствие дефектов в изолирующих частях, контактах, армировке; исправность указателя срабатывания, состояние контактов, прочность крепления патронов в патронодержателе; состояние замков.

Патроны предохранителей должны свободно, без ударов, нажатием руки входить в губки и занимать правильное положение по отношению к ограничителям продольного перемещения и замкам, предохраняющим патроны от выпадания при вибрациях. В то же время патрон должен надёжно крепиться в контактах предохранителя за счет исправных стальных пружинящих скоб. Нажатие губок регулируется так, чтобы патрон прочно удерживался при электродинамических усилиях, создаваемых токами короткого замыкания, и извлекался из контактов с некоторым усилием.

Проверяется состояние заземляющей шины, присоединяемой к фланцам опорных изоляторов, раме или металлической конструкции предохранителей болтовым соединением или сваркой. Обгоревшие или окислившиеся контактные поверхности предохранителей (ножи, губки) зачищают бархатным напильником и смазывают техническим вазелином.

Полнота заполнения патрона предохранителя кварцевым песком проверяется сильным встряхиванием. Если при этом слышен шум пересыпающегося песка — патрон перезаряжают. Перезаряжают также патрон и в случае перегорания плавкой вставки, целость которой проверяется мегаомметром или контрольной лампой. Для замены вставку выбирают строго в соответствии с номинальным током патрона предохранителя и электроустановки, которую защищает предохранитель. Устанавливаемую вставку в патроне располагают так, чтобы проволочки ее были удалены как можно дальше друг от друга и от стенок патрона. После этого засыпают сухой кварцевый песок. Старый песок используют только после его просушки.

Колпачки предохранителя крепят на фарфоровой трубке цементным раствором (цемент марки 400−500). Герметичность колпачков для наружной установки достигается уплотняющими шайбами из листовой резины, которые предварительно запрессовывают между фарфоровой трубкой и колпачком. Сверху на колпачок плотно надевают крышку и припаивают ее по всей длине окружности припоем ПОС-40.

При ремонте предохранителя обращают внимание на состояние указателя срабатывания. При перегорании плавкой вставки одновременно с ней перегорает указательная проволочка в патроне и освободившаяся при этом головка под действием пружины выбрасывается наружу и повисает, сигнализируя о срабатывании предохранителя. Во время перезарядки предохранителя крючок указателя срабатывания зацепляют за указательную проволочку. Для исключения возможности попадания влаги в патрон предохранителя наружной установки указатель срабатывания защищается дополнительно медным диском и удерживающим его стальным кольцом.

После ремонта проверяют наличие контакта между вставкой и колпачками патрона при помощи индуктора, контрольной лампы или мегаомметра.

При ремонте предохранителя осматривают целость армировочных швов, прочность крепления фланцев фарфоровых опорных изоляторов. При частичном разрушении армировочного шва его восстанавливают способом, указанным выше.

Наиболее распространенными предохранителями на напряжение до 1000 В являются предохранители ПН с кварцевым заполнением. Их ремонт состоит из перезарядки фарфорового патрона с заменой всего песка, зачистки контактных поверхностей от окисления, нагара металла. Песок применяется кварцевый, сухой, с размером частиц 0,5−1 мм. После ремонта патрон устанавливают в губки предохранителя с усилием и без перекосов.

Ремонт находящихся в большом количестве в эксплуатации предохранителей ПР состоит в том, что их контактные части и губки зачищают стеклянной бумагой или напильником от оксидов и нагара, проверяют фибровый патрон на отсутствие трещин и заменяют плавкую вставку. Одновременно проверяют толщину стенки, которая выгорает по мере срабатывания предохранителя. При достаточно тонкой стенке во время работы предохранителя может произойти ее разрыв и выброс дуги, а это вызовет короткое замыкание между фазами и приведет к аварии.

Отремонтированные патроны предохранителей хранят в вертикальном положении на деревянных стеллажах с гнездами, размеры которых соответствуют размерам патронов.

4. Экономическая часть

4.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения цеха Экономическая оценка рассматриваемого варианта заключается в определении капитальных вложений и ежегодных издержек. Сущность этого метода заключается в том, что определяются расчетные затраты, представляющие собой сумму ежегодных эксплуатационных расходов и капитальных затрат, приведенных к одинаковой размерности (году).

Расчетные затраты определяют по формуле:

(4.1)

где — нормативный коэффициент эффективности (для расчетов установок энергетики).

К — капитальные вложения в элементы системы электроснабжения;

С — ежегодные эксплуатационные расходы.

Расчет капитальных затрат.

Капитальные вложения в элементы системы электроснабжения складываются из затрат на оборудование и стоимости монтажа.

(4.2)

где — стоимость электрооборудования, руб;

— стоимость монтажа, стоимость монтажных работ условно можно принять до пятнадцати процентов от стоимости оборудования.

Расчет выполняется в виде таблицы 4.1.

Таблица 4.1 — Стоимость электрооборудования подстанции

Стоимость монтажных работ условно принимается равной 15% от стоимости оборудования:

(4.3)

Определяем капитальные вложения в элементы системы электроснабжения по формуле (4.2):

Расчет годовых эксплуатационных издержек Ежегодные издержки, связанные с эксплуатацией электрооборудования определяются как сумма:

(4.4)

где — амортизационные отчисления, руб.

— стоимость потерь электрической энергии, руб.

— эксплуатационные расходы, руб.

Амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

(4.5)

где — стоимость кабельных линий, руб.;

— стоимость силового электротехнического оборудования, руб.;

— норма амортизации кабельных линий, 5,3%;

— норма амортизации силового электротехнического оборудования, 6,4%;

Эксплуатационные расходы связаны с осуществлением планово-предупредительных ремонтов и техническим обслуживанием электрооборудования ориентировочно принимаем от всех эксплуатационных расходов в размере 5%:

(4.6)

где — расходы на ремонт;

— стоимость потерь электроэнергии;

— амортизационные отчисления.

Расходы на ремонт берутся в размере 2% от капитальных затрат.

(4.7)

Стоимость потерь электрической энергии определяется исходя из тарифа за кВт•ч по формуле:

(4.8)

где — годовая величина потерь электроэнергии, кВт.•ч;

— тариф за кВт.•ч, руб, 1200 кВт.•ч.

Годовые потери электроэнергии складываются из потерь в трансформаторах и кабельных линиях. Определяются по формуле:

(4.9)

где — потери мощности в трансформаторах, кВт.

S — сменность работы, по данным предприятия ;

— Продолжительность рабочей смены, по данным предприятия ;

— количество рабочих дней в году, 255;

— общие потери активной мощности в кабельных линиях, кВт.

Общие потери вычисляются как сумма потерь в каждой кабельной линии. Потери расчитываются по формуле

(4.10)

где I — ток, протекающий по кабельной линии;

— удельное сопротивление кабеля, кОм/м;

L — длина кабельной линии, м.

Расчет годовой потребности в электрической энергии Годовая величина потребляемой электроэнергии складывается из электроэнергии, потребляемой на технологические нужды () и на внутреннее освещение ():

(4.11)

Потребность в электрической энергии на технологические нужды определяется исходя из максимальной активной мощности технологического (силового) оборудования по формуле:

(4.12)

где — максимальная активная мощность силового оборудования, кВт;

— годовой действительный фонд времени работы оборудования, час, 6930 часов.

Годовая потребность в электроэнергии на освещение определяется по формуле

(4.13)

где — максимальная активная мощность осветительных токоприемников, кВт;

— годовой действительный фонд времени работы осветительных токоприемников, час, 800 час.

Годовая величина потребляемой электроэнергии по формуле 4.11:

Принимается по ЕС ППР (учитывается сменность и тип производства).

Потери электроэнергии условно принимаем в размере 9% от полезного расхода, в том числе:

— в цеховых сетях и трансформаторах — 30% от общей величины потерь;

— в двигателях — 20% от общей величины потерь;

— в рабочих машинах — 50% от общей величины потерь Приходная часть (поступило электроэнергии) определяется как сумма полезного расхода и потерь электроэнергии по формуле:

(4.14)

Определим величину общих потерь по формуле:

(4.15)

Определим величину потерь в цеховых сетях и трансформаторах (), двигателях (), в рабочих машинах с учетом их доли от общих потерь ():

(4.16)

(4.17)

(4.18)

На основании рассчитанных данных строим энергобаланс цеха:

Таблица 4.2 — Энергобаланс цеха по производству крепежа

Стоимость потерь электрической энергии определяется по формуле 4.8:

Эксплуатационные расходы определяются по формуле 4.6:

Ежегодные издержки, связанные с эксплуатацией электрооборудования определяются по формуле 4.4:

Расчетные затраты определяют по формуле 4.1:

4.2 Расчет платы за потребляемую электроэнергию Плата за потребляемую электроэнергию для промышленных и приравненных к ним потребителей с присоединенной мощностью до 750 кВт определяется в соответствии с Декларацией о тарифах на электроэнергию (вводится с 01.01.08) по формуле:

(4.19)

где a — ежемесячная ставка за 1 кВт максимальных нагрузок, действующая на момент расчета, 65 000 руб/кВт ч;

в — дополнительная ставка за 1 кВт•ч потребленной электроэнергии, учтенной счетчиком, действующая на момент расчета, 1085,94 руб/кВтч;

— количество потребленной электроэнергии, кВт ч.

— максимальная активная мощность, заявленная в энергосистеме.

(4.20)

Плата за потребляемую энергию, согласно формуле 4.19

4.3 Расчет численности персонала энергохозяйства цеха Расчет трудоемкости ремонтных работ Трудоемкость ремонтных работ определяется исходя из годового объема ремонтных работ и норм времени по формуле:

(4.21)

где — годовой объем ремонтных работ на капитальный, средний и малый ремонты, р. ед.

— нормы времени на одну ремонтную единицу при производстве капитального, среднего и малого ремонта, н. час Согласно ЕС ППР принимаем:

Годовой объем ремонтных работ определяем исходя из периодичности проведения ремонтов по формуле:

(4.22)

где R — количество установленного оборудования, р. ед.;

— периодичность проведения ремонтов.

Условно можно принять, что в течение года в среднем на одну ремонтную единицу приходится:

— капитальных ремонтов ;

— средних ремонтов ;

— малых ремонтов .

Годовой объем ремонтных работ определяется по формуле 4.22:

— на капитальном ремонте:

— на среднем ремонте:

— на малом ремонте:

Определяем трудоемкость ремонтных работ по каждому ремонту по формуле:

(4.23)

— на капитальном ремонте:

— на среднем ремонте:

— на малом ремонте:

Суммарная трудоемкость определяется по формуле:

(4.24)

Расчет численности работников в энергохозяйстве осуществляется по категориям:

— электрики для выполнения ремонтных работ;

— электрики для выполнения технического обслуживания оборудования;

— руководители и специалисты;

— технические исполнители.

Численность электриков для выполнения ремонтных работ определяется по формуле (результат расчета округляется до целого числа):

(4.25)

где — годовой эффективный фонд времени рабочих (принимаем как количество рабочих часов в расчетном году за вычетом средней величины планов и потерь времени, а также часов, сокращенных в предпраздничные дни: 2088 час);

— коэффициент выполнения норм выработки (120).

Численность электриков для выполнения технического обслуживания оборудования определяется по формуле:

(4.26)

где R — количество установленного оборудования в ремонтных единицах,

S — коэффициент сменности работы (1),

— норма обслуживания на 1-го рабочего в смену, (60 р. ед).

Численность руководителей и специалистов условно принимаем до 20% численности производственных рабочих:

(4.27)

Численность служащих условно принимаем до 30% от численности руководителей и специалистов:

(4.28)

Рассчитанные данные заносим в таблицу 4.3

Таблица 4.3 — Численность работников энергохозяйства цеха

4.4 Расчет годового фонда зарплаты персонала энергохозяйства участка заготовок Фонд заработной платы определяется по категориям рабочих. Расчет годового фонда зарплаты рабочих ремонтников осуществляется исходя из трудоемкости ремонтных работ, а рабочих для межремонтного обслуживания, руководителей, специалистов и технических исполнителей, исходя из их численности и квалификации.

Расчет фонда заработной платы рабочих ремонтников.

Годовой фонд заработной платы рабочих включает в себя:

— тарифный фонд;

— премии;

— доплаты;

— дополнительный фонд.

Тарифный фонд заработной платы рабочих-ремонтников определяется как сумма фондов, рассчитанных по видам ремонтов по формуле:

(4.29)

где — трудоемкость соответствующего ремонта, н. час;

— часовая тарифная ставка, соответствующая разряду работ, руб.

Средние разряды работ по данным предприятия:

на капитальном ремонте — 6;

на среднем ремонте — 5;

на малом — 5.

Соответственно определяем часовые тарифные ставки по разрядам:

(4.30)

где — среднемесячный фонд рабочего времени в расчетном году;

— тарифная ставка первого разряда за месяц, действующая на момент расчета.

Часовая тарифная ставка высших разрядов определяется в зависимости от тарифного коэффициента соответствующего разряда:

(4.31)

где — тарифный коэффициент соответствующего разряда.

Определяются часовые тарифные ставки, значения которых необходимы для расчета:

— часовая тарифная ставка шестого разряда:

— часовая тарифная ставка пятого разряда:

— часовая тарифная ставка совмещенного четвертого и пятого разряда:

(4.32)

Тарифный фонд заработной платы (ФЗП) по всем видам ремонтов:

— на капитальном ремонте:

(4.33)

— на среднем ремонте:

(4.34)

— на малом ремонте:

(4.35)

Итого тарифный фонд заработной платы электриков для выполнения ремонтных работ составляет:

(4.36)

Принимаются премии и доплаты (П) в размере 80% от тарифного фонда заработной платы:

(4.37)

Основной фонд заработной платы () определяется как сумма тарифного фонда заработной платы и премий:

(4.38)

Дополнительный ФЗП принимаем в размере 15% от основного:

(4.39)

Годовой ФЗП определяется как сумма основного и дополнительного фондов:

(4.40)

Расчет фонда заработной платы для рабочих межремонтного обслуживания оборудования.

Тарифный электриков осуществляющих техническое обслуживание электрооборудования определяется исходя из их численности и квалификации по формуле:

(4.41)

где — часовая тарифная ставка, соответствующая разряду рабочих, принимаем средний разряд рабочих — 4,5;

— эффективный фонд рабочего времени в расчетном году, равный 2088 часа;

— численность рабочих.

Принимаем премии и доплаты в размере 80% от тарифного ФЗП по формуле 4.37:

Основной фонд заработной платы () определяется как сумма тарифного фонда заработной платы и премий по формуле 4.38:

Дополнительный ФЗП принимаем в размере 15% от основного по формуле 4.39:

Годовой ФЗП определяется по формуле 4.40:

Расчет фонда заработной платы руководителей, специалистов и технических исполнителей Расчет фонда заработной платы руководителей, специалистов и технических исполнителей осуществляется исходя из штатно-оплатной ведомости.

Месячный оклад руководителей, специалистов и технических исполнителей определяется на основании Единой тарифной сетки работников народного хозяйства РБ по формуле:

(4.42)

где О — месячный оклад;

— месячная тарифная ставка первого разряда;

— тарифный коэффициент для соответствующей категории работников (берется в соответствии с Единой тарифной сеткой).

Таблица 4.4 — Штатная ведомость руководителей, специалистов и технических исполнителей

Годовой фонд заработной платы определяется по каждой категории работников:

— старшего мастера:

(4.43)

— технических исполнителей:

(4.44)

где n — количество работников данной категории.

Премии принимаем в размере:

— для руководителей и специалистов — 60% от годового фонда заработной платы;

(4.45)

— для технических исполнителей — 60%

(4.46)

Расходы на оплату труда определяются как сумма годового фонда заработной платы и премий:

— для руководителей и специалистов:

(4.47)

— для технических исполнителей:

(4.48)

Рассчитанные данные сводим в таблицу 4.5

Таблица 4.5 — Расчет фонда заработной платы

4.5 Расчет себестоимости энергосоставляющей продукции участка заготовок Энергосоставляющая продукции участка заготовок включает в себя следующие элементы затрат:

— плата за электроэнергию;

— затраты на материалы;

— расходы на оплату труда;

— начисления на заработную плату ();

— амортизация;

— прочие расходы.

Затраты на материалы (М), связанные с ремонтом и обслуживанием электрооборудования условно принимаем 90% от годового фонда заработной платы производственных рабочих:

(4.49)

Начисления на заработную плату () включают в себя:

а) отчисления в фонд социальной защиты (принимаем в размере 34% от)

б) обязательное страхование (принимаем в размере 0,6% от)

Таким образом, начисления на заработную плату определяются согласно выражения:

(4.50)

где — отчисления в фонд социальной защиты населения;

ОС — обязательное страхование.

С учетом процентных отношений составляющих начисления на заработную плату от годового фонда заработной платы формула 4.50 примет вид:

(4.51)

Годовая сумма амортизации электрооборудования определяется по формуле:

(4.52)

где — балансовая стоимость электрооборудования цеха, руб.

— средняя норма амортизации (принимаем 15%)

Прочие расходы условно принимаем в размере 3% от суммы предыдущих затрат:

(4.53)

Рассчитанные данные заносим в таблицу 4.6

Таблица 4.6 — Расчет себестоимости энергосоставляющей продукции цеха

Удельная величина затрат электроэнергии на 1 кВт/ч составляет:

(4.54)

где — суммарные издержки, связанные с энергообеспечением цеха (Энергосоставляющая), руб.

— годовое потребление электроэнергии, кВт/ч (по данным энергобаланса).

Расчетные технико-экономические показатели занесем в таблицу 4.7.

Таблица 4.7 — Технико-экономические показатели

5. Охрана труда и электробезопасность

5.1 Организационные и технические мероприятия по охране труда в процессе монтажа оборудования При электромонтаже и ремонте оборудование трансформаторных подстанций следует применять меры защиты от механических травм (ушибов, ранений), ожогов, от поражения электрическим током. Персонал электромонтажной организации независимо от наличия квалификационной группы по технике безопасности не приравнивается к эксплуатационному персоналу, и ему запрещается проводить какие-либо работы по эксплуатации электроустановок на строительных площадках.

Для крепления отдельных деталей электрооборудования к стенам и конструкциям помещения РУ с помощью дюбелей применяют пороховые инструменты — строительно-монтажный пистолет поршневого типа ПЦ-52−1 и пороховые оправки типа ОДП-4М. Меры безопасности при использовании пороховых инструментов предусмотрены заводскими инструкциями по их эксплуатации.

Подъем деталей оборудования или конструкций массой более 20 кг следует выполнять двоим электромонтажникам. При массе груза более 50 кг поднимать его следует с применением блоков или лебедки.

Опасными в отношении возможности травмирования являются работы, связанные с подъемом на высоту и креплением тяжелых деталей электрооборудования РУ (разъединителей, трансформаторов тока, опорных и проходных изоляторов и др.)

При перемещении и подъеме на места установки разъединителей отделителей и короткозамыкателей их необходимо устанавливать в положение «включено», так как при таком положении ножей исключается возможность травмирования рабочих ножевыми контактами рубящего типа.

Все автоматические выключатели, электромагнитные приводы и другие аппараты, снабженные возвратными пружинами или механизмами свободного расцепления, следует перемещать с места на место, когда они находятся в положении «отключено». Дело в том, что при включенном положении этих аппаратов возможно случайное срабатывание на отключение и внезапное движение механизма может травмировать рабочего, производящего перемещение аппарата.

В процессе регулировки выключателей и разъединителей с автоматическими приводами должны быть приняты меры против не предусмотренного включения или отключения приводов другим лицом или самопроизвольно. В этом случае возможны ушибы выполняющего работу электромонтажника. Для предотвращения такого случайного включения плавкие вставки в цепях управления электромагнитным (электродвигательным) приводом снимаются.

Если же в процессе регулировки потребуется включить оперативный ток, то постановка вставок предохранителей допускается только после удаления всех людей от привода данного выключателя.

5.2 Организационные и технические мероприятия по охране труда при эксплуатации и ремонте электрооборудовании

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках, являются: назначение лиц, ответственных за безопасное ведение работ, оформление работы нарядом-допуском (далее — нарядом), распоряжением или перечнем работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации; выдача разрешения на подготовку рабочих мест и на допуск; подготовка рабочего места и допуск к работе; надзор при выполнении работы; перевод на другое рабочее место; оформление перерывов в работе и ее окончание.

Работа в электроустановках производится по наряду, распоряжению, в порядке текущей эксплуатации.

Ответственными за безопасность работ являются: лицо, выдающее наряд, отдающее распоряжение; допускающий — ответственное лицо из оперативного персонала; ответственный руководитель работ (далее — ответственный руководитель); производитель работ; наблюдающий; члены бригады.

Лицо, выдающее наряд, отдающее распоряжение, устанавливает необходимость и объем работы, отвечает за возможность безопасного выполнения, достаточность квалификации ответственного руководителя, производителя работ или наблюдающего, а также членов бригады. Лицо, выдающее наряд, обязано в случаях, предусмотренных настоящими Правилами, определить содержание наряда «Отдельные указания».

Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется лицу из административно-технического персонала предприятия, уполномоченным на это распоряжением лица, ответственного за электрохозяйство предприятия (организации) — главного инженера предприятия.

Указанные лица должны иметь группу по электробезопасности не ниже V в электроустановках напряжением выше 1000 В и не ниже IV — в установках напряжением до 1000 В.

Допускающий — ответственное лицо назначается из дежурного или оперативно-ремонтного персонала, он несет ответственность за правильность и достаточность принятых мер безопасности и соответствие их мерам, указанным в наряде, характеру и месту работы; за правильность допуска к работе, а также за полноту и качество проводимого им инструктажа; приемку рабочего места по окончании работы с оформлением в нарядах или журналах.

Допускающий должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV при работе в электроустановках напряжением выше 1000 и не ниже III — в установках до 1000 В.

Ответственный руководитель, принимая рабочее место допускающего или осуществляя допуск, отвечает наравне с допускающим за правильную подготовку рабочего места и достаточное выполненных мер безопасности, необходимых для производства работы, в том числе и за достаточность мер, предусмотренных в графе наряда «Отдельные указания».

Ответственному руководителю запрещается принимать непосредственное участие в работе по нарядам, кроме случаев, когда совмещает обязанности ответственного руководителя и производителя работ.

Ответственными руководителями назначаются лица из электротехнического персонала, имеющие группу, но электробезопасности V.

Производитель работ, выполняемых, но наряду в электроустановках напряжением выше 1000 В, должен иметь группу по электробезопасности не ниже IV, в установках до 1000 В — группу не ниже III.

Наблюдающий назначается для надзора за бригадами строительных рабочих, разнорабочих, такелажников и других лиц из электротехнического персонала при выполнении ими работы в электроустановках, но нарядам или распоряжениям.

Наблюдающий за электротехническим персоналом, в том числе командированным, назначается в случае проведения работ в электроустановках при особо опасных условиях, определяемых лицом ответственным за электрохозяйство предприятия, где эти работы производятся.

Наблюдающий контролирует наличие установленных на месте работы заземлений, ограждений, плакатов, запирающих устройств и отвечает за безопасность членов бригады от поражения электрическим током электроустановки.

Наблюдающему запрещается совмещать надзор с выполнением какой-либо работы и оставлять бригаду без надзора во время работы. Наблюдающими назначаются лица с группой не ниже III.

6. Охрана окружающей среды и энергосбережение

6.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды и рациональному использованию электрической энергии Атмосферное загрязнение — наличие в воздухе газов, паров, твердых частиц, аэрозолей, звуковых колебаний, излучений, избытка или недостатка тепла, которые неблагоприятно влияют на живые организмы, материалы, здания и сооружения.

По происхождению загрязнения делят на естественные (природные), вызванные природными процессами, антропогенные (производственные и бытовые выбросы).

В теплоэнергетике используется уголь (бурый, каменный, полуантрацит, антрацит) горючие сланцы, торф, жидкое топливо: мазут, дизельное и печное бытовое топливо, бензин.

В результате сжигания угля и других видов топлива на поверхность земли ежегодно выбрасывается свыше 1 млрд. тон золы, воздух загрязняется кремнием, мышьяком, никелем, кобальтом, цинком, сурьмой, газообразными соединениями.

Газообразное топливо экологически наиболее «чистое» органическое топливо, так как при его полном сгорании из токсичных веществ образуется только оксиды азота. Использование природного газа в качестве топлива ограничено: во-первых, это ценное сырье, из которого, в частности, производят азотные удобрения, во-вторых, газообразное топливо нельзя складировать, т.к. расход зависит от характеристик подводящих газопроводов и не всегда соответствует существующим требованиям.

Основными направлениями повышения эффективности использования ТЭР и реализации потенциала энергосбережения в концерне «Белэнерго» являются:

— модернизация и замещение мощностей ТЭЦ и ГРЭС на базе максимального использования парогазовых и газотурбинных технологий;

— превращение действующих котельных в мини-ТЭЦ с установкой ПСУ, ПГУ, ГТУ;

— восстановление действующих и создания новых малых ГЭС;

— увеличение выработки электрической и тепловой энергии по комбинированному циклу;

— оптимальное распределение нагрузок на отдельных источниках и в энергосистеме;

— проектирование и создание комплексных систем теплоснабжения для промышленных узлов, городов и отдельных населенных пунктов с максимальным использованием вторичных энергоресурсов, комбинированным регулированием (качественно-количественное), независимым теплоснабжением отдельных объектов, с использованием предизолированных труб и высокоэффективных теплообменников;

— создание автоматизированных систем управления теплоснабжающих и теплопотребляющих комплексов, включая «источники — тепловые сети — потребители», с управлением тепловыми и гидравлическими режимами;

— реабилитация существующих систем отопления для обеспечения возможности индивидуального и группового регулирования и учета в жилых домах, общественных и производственных зданиях;

— сокращение расходов энергоносителей на собственные нужды источников, тепловых и электрических сетей, сокращение потерь в сетях;

— создание автоматизированных систем управления энергоблоками, объектами и энергосистемами в целом.

Первоочередные меры:

— создание газовой надстройки на Березовской ГРЭС;

— внедрение ПГУ, ГТУ и турбин малой мощности на действующих котельных;

— восстановление действующих и создание малых ГЭС;

— модернизация и повышение эффективности действующих энергоисточников и систем транспорта тепловых и электрических сетей путем:

— автоматизации технологических процессов сжигания топлива, водоподготовки, непрерывной продувки

— внедрения системы очистки поверхности нагрева с использованием современных реагентов;

— утилизация продувочных вод;

— модернизации проточной части паровых турбин с заменой отдельных ступеней направляющих аппаратов и уплотнений;

— увеличения объемов выработки электрои теплоэнергии за счет передачи на них нагрузок от выводимых из работы котельных;

— технического перевооружения тепловых сетей с заменой трубопроводов на ПИ-трубы;

— замены морально устаревших теплообменников на современные пластинчатые;

Воздействие на окружающую среду во многом определяется уровнем экономического развития, организацией хозяйственной деятельности на уровне государства, региона, предприятия, распространенностью экологически ориентированных методов управления (экологического менеджмента). Под экологическим менеджментом понимаются методы управления, в обязательном порядке учитывающие при принятии решений возможные изменения качества окружающей среды. Применение этих методов в последнее время имеет приоритетное значение.

Международной организацией стандартизации (ISO) проведена работа по созданию комплекса международных стандартов ISO 14 000 по направлению «Экологическое управление» («Управление качеством окружающей среды»).

Стандарты этой серии разработаны по следующим направлениям:

— создание и обеспечение функционирования систем экологического управления (СЭУ) для предприятий различного профиля.

— экологическая маркировка продукции.

— экологический аудит и контроль в масштабе предприятия.

— выбор и определение показателей (индикаторов) экологичности для СЭУ, производственных объектов и окружающей среды.

— оценка воздействия на окружающую среду.

— термины и определения.

Уже создан ряд стандартов этой серии, которые начинают использоваться в хозяйственной деятельности. Стандарты серии ISO создают базу для проведения экологической сертификации продукции, производства в целом, СЭУ по единым, согласованным на международном уровне процедурам. Внедрение этих документов обеспечит значительное повышение роли хозяйственных объектов в обеспечении экологической безопасности. В Беларуси по СТБ ИСО 14 000 сертифицировано 10 предприятий: Мозырьский нефтеперерабатывающий завод, «Милавица», «Беларуськалий» и др. Эти стандарты создают базу для проведения экологической сертификации продукции, производства в целом, СЭУ по единым, согласованным на международном уровне процедурам.

К природоохранному комплексу предприятия относятся группы охраны природы (осуществляющие контроль за выбросами и сбросами в окружающую среду, планирование природоохранной деятельности) при главном энергетике, главном инженере или главном технологе, очистные сооружения, службы эксплуатации водопроводных и канализационных сеток, санитарно-промышленные лаборатории. Как правило, один из заместителей директора является ответственным за охрану природы. Некоторые функции по охране природы выполняет отдел техники безопасности. Им выполняются проверки технического состояния оборудования на соответствие санитарным нормам и правилам, эффективности работы вентиляционных систем и т. д.

Важное место в природоохранной деятельности занимают заводские лаборатории. Они осуществляют контроль за составом сточных вод, за работой очистных сооружений. Лаборатория информирует руководство о состоянии атмосферного воздуха на промплощадке предприятия, выполнения законодательства по охране окружающей среды. Деятельность лаборатории непосредственно контролируется районными санитарно-эпидемиологическими станциями, коммунальными службами, подразделениями Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды.

Роль планирования в природоохранной деятельности заключается в разработке перспективных планов, но охране окружающей среды, модернизации технологических процессов с целью снижения объемов выбросов и сбросов.

Основным документом, который вмещает полную информацию обо всех аспектах, связанных с воздействием объекта на окружающую среду, и природоохранных мероприятиях, сейчас является экологический паспорт промышленного предприятия. Экологический паспорт пересматривается один раз в пять лет или при существенных изменениях технологических процессов и систем очистки на предприятии. В экологическом паспорте содержится информация об утвержденных для этого предприятия нормативов ПДВ и ПДС, размещения отходов, на основе которых предприятие платит экологический налог.

Заключение

Целью дипломного проекта является разработка собственной трансформаторной подстанции. В процессе проектирования объекта исходя из требуемой степени надежности электроснабжения потребителей электроэнергии, выбран вариант главной схемы трансформаторной подстанции.

В проекте произведен необходимый расчет электрических нагрузок, выбор сечения и марки проводов и кабелей, расчет параметров и выбор защиты силовой распределительной сети, а также выбор высоковольтного оборудования.

Произведен выбор и разработана схема трансформаторной подстанции. Выполнен технико-экономический расчет данной схемы. В проекте показана технология монтажа, эксплуатации и ремонта оборудования трансформаторной подстанции, а также необходимые мероприятия по охране труда и охране окружающей среды.

подстанция электрический трансформатор высоковольтный

1. Родкевич В. Н. Проектирование систем электроснабжения./ В. Н. Родкевич. Учебное пособие.- НПООО «ПИОН» Минск, 2001.

2. Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий./ Б. Ю. Липкин. — Высшая школа, 1978.

3. Дьяков В. Н. Типовые расчеты по электрооборудованию./ В. Н. Дьяков.- Высшая школа, 1990.

4. Шеховцов В. П. «Справочник — пособие по электрооборудованию и электроснабжению./ В. П. Шеховцов. — Обнинск, 1994.

5. Куценко Г. Ф. Монтаж, эксплуатация и ремонт электроустановок./ Г. Ф. Куценко. — «Дизайн ПРО», 2003.

6. Совенок А. Ф. Основы экологии и рационального природоиспользование./ А. Ф. Совенок, Е. Н. Совенок — Минск, «Сэр — Вит», 2004.

7. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей/ Глав. упр. гос. Энергетического надзора Минэнерго СССР. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 432 с.

8. Правила устройства электроустановок. — 6-е издание, переработанное и дополненное — М.: Энергоатомиздат, 1986.