Фундаменты под трансформаторы 35 кв
Обновлено: 03.05.2024
МОНТАЖ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
МОНТАЖ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДО 35 кВ
Силовые трансформаторы для напряжения 6—35 кВ мощностью до 2500 кВА включительно поставляются заводами полностью собранными и залитыми маслом до нормального уровня. Более мощные трансформаторы отгружаются со снятыми радиаторами, расширителями, выхлопной трубой и без трансформаторов тока.
Непосредственно по прибытии к месту разгрузки заказчик производит осмотр трансформатора, демонтированных узлов и деталей, привлекая к участию в осмотре, в случае необходимости, представителя транспортировавшей организации.
На баке трансформатора не должно быть следов утечки масла из сварных соединений, из-под крышки, фланцев и других уплотнений. На транспортируемых отдельно радиаторах, расширителе, выхлопной трубе, воздухоохладителях, термосифонных и воздухоочистительных фильтрах не должно быть повреждений и ржавчины.
Во время хранения трансформатора до начала монтажа, контролируется уровень масла в расширителе. При изменении его в связи с изменением температуры, масло следует долить до нормального уровня.
Перед началом монтажа трансформатор должен быть проверен на герметичность. Подтягивание уплотняющих болтов до проверки герметичности не допускается.
Герметичность трансформаторов, прибывших залитыми маслом, с установленными расширителями, определяется уровнем масла в расширителе в пределах отметок маслоуказателя.
Если трансформатор прибыл с демонтированным расширителем, герметичность провернется давлением столба масла высотой 1,5 м от уровня крышки и течение трех часов. Дли этого используется отрезок газовой трубы 0 40 мм.
Трансформатор считается герметичным, если при проверке не наблюдалась течь масла в местах, расположенных выше уровня масла, с которым прибыл трансформатор.
Окончательная проверка герметичности производится по окончании монтажа (до установки воздухоочистительного фильтра) давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим рабочим уровнем в расширителе в течение трех часов. Температура масла в баке трансформатора должна быть не менее 109 С.
В соответствии с инструкцией ОАХ 458—003—70, утвержденной в сентябре 1970 года, трансформаторы напряжением до 35 кВ всех мощностей могут быть введены в эксплуатацию без ревизии активных частей и без сушки обмоток, если при проверке установлена целость обмоток .и их сопротивление в соответствии с паспортом, а состояние изоляции обмоток и качество трансформаторного масла соответствует установленным нормам. Состояние изоляции обмоток определяется соотношением сопротивления R15/R60, замеренного мегером 1000 в для трансформаторов напряжением до 10 кВ и 2500 в для трансформаторов более высоких напряжений, с верхним пределом измерения не ниже 10 000 ом. Состояние изоляции измеряется при температуре масла трансформатора не ниже 10° С. Перед измерением поверхность изоляторов должна быть тщательно промыта и вытерта насухо чистой тряпкой.
Если в результате проверки будет установлено нарушение целости обмоток или несоответствие их сопротивления паспортным данным, активная часть трансформатора подлежит ревизии.
Несоответствие изоляции трансформатора установленным нормам влечет за собой необходимость контрольного прогрева, подсушки или сушки активной части.
Контроль состояния изоляции трансформаторов перед вводом в эксплуатацию
1. Трансформаторы мощностью до 6300 кВА, напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем.
Проверка трансформатора до начала монтажа и в период его выполнения производится в следующем объеме:
д) внешний осмотр и проверка наличия пломб на кранах и пробке для отбора пробы масла;
б) отбор пробы масла из трансформатора и испытание на сокращенный анализ;
в) измерение характеристики изоляции R50" с определением отношения
При этом:
а) уровень масла должен быть в пределах отметок маслоуказатели;
б) характеристики масла должны соответствовать табл. 133.
в) величина R60 должна соответствовать нормам табл. 134, а величина R50/R15 не ниже 1,3 при температуре масла от 10 до 30° С;
если условия не соблюдены, но обмотки трансформатора и переключателя покрыты маслом или если не выполнены условия пункта б или в, но в масле отсутствуют следы воды и пробивное напряжение масла снизилось по сравнению с данными табл. 133 не более чем на 5 кВ, дополнительно измеряется tg δ изоляции обмоток в масле или величины С2/С50, которые должны соответствовать нормам табл. 135.
Примечание. Для трансформаторов мощностью 100 кВА включительно достаточно только испытание масла на пробивное напряжение и отсутствие в нем воды. В протокол записывается сопротивление изоляции
Таблица 133. Предельно допустимые показатели качества трансформаторного масла (сокращенный анализ) [17]
Примечания: 1. Масло, прибывшее с трансформаторного завода в баке трансформатора или отдельной емкости, подвергается сокращенному анализу, Имеющееся у заказчика трансформаторное масло, предназначенное для заливки или доливки в трансформатор, подвергается полному анализу.
Таблица 134. Наименьшие допустимые значения сопротивлений изоляции (мОм) R60 обмоток трансформатора в масле [17]
Таблица 135. Наибольшие допустимые значения tg δ и обмоток трансформатора в масле [17J
Таблица 136. Величина коэффициента K1 и К2 для пересчета значений обмоток и сопротивления R60 и tg δ, указанных в паспорте трансформатора, к температуре измерения при монтаже [17]
Примечание. Значение переводных коэффициентов K1 и K2, приведенные в таблице, справедливы и для трансформаторов выше 35 кВ.
Инструкция распространяется на монтаж силовых масляных трансформаторов общего назначения напряжением до 110 кВ, мощностью до 80 000 кВ А включительно.
МИНИСТЕРСТВО МОНТАЖНЫХ И СПЕЦИАЛЬНЫХ
СТРОИТЕЛЬНЫХ РАБОТ СССР
Согласована
с Главтрансформатором
Министерства электротехнической
промышленности СССР
5 июля 1974 г.
Утверждена
заместителем министра
монтажных и специальных
строительных работ
СССР 3 марта 1975 г.
ИНСТРУКЦИЯ
ПО МОНТАЖУ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 110 кВ ВКЛЮЧИТЕЛЬНО
Москва «Энергия» 1977
Инструкция распространяется на монтаж силовых масляных трансформаторов общего назначения напряжением до 110 кВ, мощностью до 80000 кВ·А включительно. Освещены вопросы подготовки и организации монтажных работ, хранения, ревизии, сушки, контрольного прогрева, испытания и наладки трансформаторов и их узлов, а также включения трансформаторов в эксплуатацию без ревизии активной части.
Приведены требования к состоянию изоляции трансформаторов и нормы на трансформаторное масло. Инструкция предназначена для инженерно-технических работников и квалифицированных рабочих монтажных организаций Минмонтажспецстроя СССР.
Минмонтажспецстрой СССР
Ведомственные строительные нормы
Инструкция по монтажу силовых трансформаторов
1.1. Инструкция распространяется на монтаж силовых масляных трансформаторов общего назначения напряжением до 110 кВ, мощностью до 80000 кВ·А включительно.
1.2. Требования настоящей Инструкции соответствуют требованиям инструкций по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов РТМ 16.687.000-73 и ОАХ 458.003-70 Минэлектротехпрома СССР и главы СНиП III-33 «Электротехнические устройства».
1.4. При расхождении требований настоящей Инструкции и технической документации завода-изготовителя следует руководствоваться сопроводительной документацией завода-изготовителя.
2.1. Монтаж силовых трансформаторов IV габарита и выше требует предварительной подготовки и организации работ. Для таких трансформаторов следует разработать проект производства работ (ППР) в соответствии с типовым ППР по монтажу силовых трансформаторов, утвержденным Главэлектромонтажем.
Внесены ВНИИпроектэлектромонтажем
Утверждены Минмонтажспецстроем СССР
3 марта 1975 г.
Срок введения
1 июля 1975 г.
2.2. Помещение с подъемными приспособлениями или порталом, а также система маслопроводов и бак для масла должны быть полностью подготовлены и смонтированы до начала монтажа трансформаторов.
2.3. В тех случаях, когда помещение для монтажа не предусмотрено проектом, работы по монтажу и ревизии (при необходимости ее) допускается выполнять в одном из цехов предприятия, имеющем подъемные устройства соответствующей грузоподъемности. При этом необходимо:
а) убедиться в том, что подъемные устройства испытаны, имеют паспорт с указанием допустимой нагрузки и даты испытаний;
б) проверить, позволяет ли наибольшая высота от пола до крюка подъемного приспособления обеспечить подъем активной части или верхней съемной части бака трансформатора;
в) убедиться в том, что размеры ворот помещения допускают транспортировку из цеха смонтированного трансформатора с установленными вводами, радиаторами, расширителем, выхлопной трубой и т.п., в противном случае предусмотреть условия, необходимые для окончания сборки вне помещения;
г) установить наиболее удобное время по условиям технологии производства данного цеха для выполнения работ, связанных с разгерметизацией трансформатора;
д) отгородить в цехе место, отведенное для монтажа трансформатора, обеспечить электрическое освещение и очистить помещение от пыли, грязи и ненужных предметов;
е) подготовить исправные огнетушители, ящики с песком и металлическими совками, а также необходимый пожарный инвентарь, обеспечить круглосуточный противопожарный пост и телефонную связь. Сушка масла в цехе не допускается.
2.4. При атмосферных условиях, указанных в приложении 2, работы, требующие разгерметизации бака трансформатора, допускается производить на монтажной площадке вне помещения.
2.5. Размещение трансформатора, комплектующих частей, оборудования на монтажной площадке следует указать при составлении ППР.
3.1. Разгрузка трансформаторов в зависимости от местных условий и возможностей производится подъемным краном (подъемным устройством) или гидравлическими домкратами.
3.2. Разгрузка узлов трансформаторов (радиаторов, охладителей и т.п.) производится краном грузоподъемностью от 3 до 5 т.
Подготовка к разгрузке трансформатора подъемным краном (подъемным устройством)
3.3. При подготовке к разгрузке трансформатора необходимо:
а) обеспечить применение проверенных подъемных механизмов и вспомогательных приспособлений, соответствующих отправочной массе трансформатора и прошедших техническое освидетельствование в установленные сроки;
б) детально ознакомиться с габаритным чертежом и демонтажной ведомостью завода-изготовителя трансформатора;
в) обеспечить применение стальных стропов, соответствующих массе трансформатора, с учетом ветвей и угла наклона их к вертикали. Стропы следует выбирать такой длины, чтобы при подъеме трансформатора угол наклона ветвей стропов к вертикали не превышал 30: такую схему подъема называют обычной. При невозможности выполнить обычную схему подъем трансформатора производят с применением специальной балки-траверсы;
г) при подъеме трансформатора несколькими стропами обеспечить одинаковое натяжение их, не допуская крутых выгибов канатов.
Трансформатор может быть освобожден от стропов только после окончания перемещения и установки в устойчивое положение.
Разгрузка трансформатора подъемным краном (подъемным устройством)
3.4. Перед разгрузкой трансформатора следует испытать тормозные устройства крана.
3.5. Необходимо снять все распорки, упоры, стальные растяжки, укрепляющие трансформатор на железнодорожном транспортере или платформе: для трансформаторов V габарита срезать автогеном плиты кронштейнов, приваренные к дну бака трансформатора на время транспортировки, закрепить стропы за устройства, предназначенные для подъема трансформатора.
3.6. Предварительно следует поднять трансформатор на несколько минут на высоту не более 100 мм и, убедившись в том, что стропка выполнена правильно (отсутствуют перекосы, равномерно натянуты все ветви стропов и т.п.), тормозные устройства и механизмы работают нормально, продолжать подъем трансформатора; установить его на выкладку из шпал высотой 0,6 - 0,7 м, в которой должны быть проемы для установки кареток с катками (для трансформатора, прибывшего с демонтированными каретками).
3.7. До установки кареток с катками необходимо осмотреть их, очистить от грязи и смазать оси катков тавотом через специально предусмотренные отверстия.
3.8. Под днищем трансформатора, установленного на выкладке из шпал, следует смонтировать каретку, которая заводится центральным (шкворневым) болтом в приваренную к днищу балку (или швеллер) с соответствующим вырезом и закрепляется четырьмя болтами М-22; при этом пластины кареток и бака должны прилегать друг к другу плотно.
Аналогично следует установить остальные каретки с катками, после чего приподнять трансформатор, убрать выкладку из шпал, опустить трансформатор с каретками на железнодорожный путь и окончательно затянуть болты, прикрепляющие каретки к баку.
3.9. При разгрузке и установке трансформатора на каретки с катками должно быть предусмотрено правильное расположение вводов в соответствии с проектом установки трансформатора на фундаменте.
Подготовка к разгрузке трансформатора гидравлическими домкратами
3.10. Заблаговременно на расстоянии 2,34 м от головки железнодорожного рельса следует подготовить шпальную клеть 12 (рис. 1) следующих размеров:
высота - на 50-100 мм выше погрузочной площадки трансформатора;
ширина - на 1 м больше ширины разгружаемого трансформатора;
длина - на длину одной шпалы (2,7 м) больше длины разгружаемого трансформатора (чтобы можно было переднюю часть клети, прилегающую к железнодорожному пути, разобрать для перемещения транспортера).
3.11. Грунт под клетью должен быть хорошо уплотнен, при наличии насыпного грунта под основанием шпальной клети следует выполнить щебеночную подготовку и утрамбовать грунт.
3.12. Следует применять шпалы и брусья только из здоровой древесины, при укладке должна быть обеспечена плотная пригонка шпал.
Шпалы укладываются следующим образом: нижний ряд, а также ряды под домкратами - сплошным настилом, все остальные ряды - через одну шпалу, шпалы и брусья скрепляются скобами в каждом ряду и между собой, все стыки располагаются в разбежку и надежно перевязываются.
3.13. При разгрузке трансформаторов гидравлическими домкратами следует устанавливать домкраты под специальные площадки (упоры) на баке трансформатора, указанные в габаритном чертеже.
Установка домкратов в других местах категорически запрещается.
3.14. Если упоры не размещаются по краям погрузочной площадки транспортера и не представляется возможным установить домкраты, необходимо подготовить вспомогательные шпальные клети, на которых устанавливаются домкраты.
3.15. Грузоподъемность домкратов для обеспечения надежности при разгрузке трансформаторов следует выбирать с коэффициентом запаса 1,25-1,5 по отношению к массе трансформатора (отправочной или полной в зависимости от стадии монтажа) с учетом количества домкратных упоров.
3.16. Необходимо обеспечить наличие на домкратах манометров для контроля давления и предохранительных колец для предотвращения самопроизвольной осадки.
3.17. Подъем следует осуществлять плавно, контролируя по манометрам равномерность нагрузки домкратов; по мере подъема трансформатора следует подкладывать шпалы (или деревянные бруски); при опускании - постепенно разбирать шпальную клеть. Допускается поочередный подъем гидравлическими домкратами сначала одной, затем другой стороны трансформатора; при этом угол наклона не должен превышать 15º.
Рис. 1. Схема последовательности разгрузки трансформатора гидравлическими домкратами.
а - подклиновка транспортера шпалами; б - установка трансформатора на вспомогательные рельсы; в - перемещение трансформатора с транспортера на первую шпальную клеть; г - установка трансформатора на шпальной клети; д - опускание трансформатора гидравлическими домкратами на первую шпальную клеть, уменьшенную по высоте до 0,6 - 0,7 м; выкладка второй шпальной клети на месте транспортера; е - перемещение трансформатора с первой шпальной клети на вторую; ж - опускание трансформатора с установленными каретками (катками) на железнодорожный путь; з - трансформатор с каретками и катками установлен на железнодорожный путь; 1 - железнодорожный транспортер; 2 - трансформатор; 3 - опорные брусья; 4 - подклиновка транспортера шпалами (или деревянными брусками); 5 - гидравлические домкраты; 6 - упоры (скобы) для подъема трансформатора гидравлическими домкратами; 7 - вспомогательные железнодорожные рельсы; 8 - железнодорожный путь; 9 - накладки для соединения вспомогательных железнодорожных рельсов; 10 - полиспаст; 11 - земляной якорь (анкер); 12 - первая шпальная клеть; 13 - упор, приваренный к рельсу; 14 - вторая шпальная клеть; 15 - каретка с катками; 16 - проемы в шпальной клети.
3.18. Необходимо подготовить несколько железнодорожных рельсов для перемещения трансформатора с транспортера на шпальную клеть 12 (рис. 1). Рельсы должны быть такой длины, чтобы они проходили по всей ширине площадки транспортера и заходили за шпальную клеть 12 для соединения с другими рельсами. Количество рельсов должно соответствовать количеству домкратных упоров на одной стороне трансформатора.
Каждый рельс 7 должен состоять из двух частей, соединяемых накладками 9, для разъема после перемещения трансформатора на шпальную клеть.
3.19. Перемещение трансформатора с транспортера по рельсам (или швеллерам) на шпальную клеть 12 следует производить равномерно (без рывков и толчков) электролебедкой при помощи полиспастов или трактором (С-80, С-100) с полиспастами.
3.20. Необходимо подготовить надежное устройство земляного якоря (анкера) 11, к которому прикрепляется один конец полиспаста 10.
Разгрузка трансформатора гидравлическими домкратами
3.21. Последовательность выгрузки трансформатора гидравлическими домкратами с железнодорожного транспортера и установки его на каретки показана на рис. 1.
3.22. Транспортер 1 для обеспечения устойчивости при выгрузке трансформатора 2 необходимо подклинить шпалами (деревянными брусками) 3 и установить металлические клинья под колеса транспортера (рис. 1, а).
3.23. Для установки трансформатора на вспомогательные железнодорожные рельсы следует приподнять домкратами 5 одну сторону трансформатора, убрать опорные брусья 3 (уложенные на время транспортировки), вместо них уложить пять-шесть отрезков досок длиной около 0,5 м, установить вспомогательный рельс 7, смазанный тавотом, и опустить трансформатор на установленный рельс; аналогично поднять другую сторону трансформатора и установить второй рельс.
Следует проложить рельсы по всей длине шпальной клети 12, соединить между собой накладками 9, закрепить к шпальной клети и смазать тавотом.
3.24. До начала передвижения трансформатора на шпальную клеть 12 следует убедиться в наличии стальных упоров 13, приваренных к рельсам, повторно проверить состояние электролебедки, полиспастов 10, стропку их к трансформатору и якорю 11, надежность установки последнего.
3.25. Следует переместить трансформатор с транспортера на шпальную клеть, отсоединить от накладок 9 вспомогательные рельсы 7, разобрать прилегающий к транспортеру ряд шпальной клети, а также подклиновку 4 и снять металлические клинья под колесами транспортера; после этого убрать транспортер.
3.26. Гидравлическими домкратами следует опустить трансформатор на шпальную клеть 12, уменьшенную по высоте до 0,6-0,7 м. За счет освободившихся шпал выложить вторую шпальную клеть 14 высотой от 0,6 до 0,7 м на железнодорожном пути (на месте транспортера); при подготовке шпальной клети 14 предусмотреть проемы для подачи и установки кареток с катками 15.
3.27. После прокладки и закрепления вспомогательных рельсов 7 следует переместить трансформатор со шпальной клети 12 на шпальную клеть 14, установить гидравлические домкраты 5, поочередно поднимая каждую сторону трансформатора убрать вспомогательные железнодорожные рельсы, подать каретки с катками 15 в проемы шпальной клети 14 (рис, 1, ж), установить и закрепить их.
3.28. Равномерным нажимом домкратов следует приподнять трансформатор, разобрать один ряд шпальной клети (ориентируясь по нижнему положению штоков домкратов), постепенно опустить трансформатор до установки кареток с катками 15 на железнодорожный путь 8, окончательно затянуть болты, прикрепляющие каретки к баку трансформатора.
Транспортировка трансформаторов и их узлов к месту монтажа
3.29. Транспортировка трансформатора от места разгрузки к месту монтажа должна производиться железнодорожным транспортом или по шоссейным или грунтовым дорогам безрельсовыми видами транспорта (автомашинами, тракторными прицепами, трайлерами) соответствующей грузоподъемности. Допускается применение саней для перевозки по снегу. Для трансформаторов массой более 10 т должны применяться специальные сани.
3.30. Транспортные средства, применяемые для перевозки трансформаторов, должны иметь горизонтальную грузовую платформу, допускающую свободную установку на ней трансформатора. Платформа транспортного средства должна быть жесткой и обеспечивать равномерное распределение веса трансформатора между отдельными опорными брусами и по длине каждого бруса.
3.31. Большая ось трансформатора должна совпадать с направлением движения при перевозке.
3.32. Между днищем трансформатора и платформой транспортного средства необходимо проложить деревянные брусья, выступающие за днище трансформатора на 100 - 150 мм. Перед установкой брусьев платформу следует очистить от грязи, масла и покрыть слоем сухого песка толщиной от 0,5 до 1,0 мм.
Высота бруса должна обеспечивать между элементами бака трансформатора и платформой зазор не менее 15 мм; отношение ширины бруса к высоте должно быть не менее 2:1.
3.33. На трансформаторе и на полу платформы необходимо нанести несмываемой краской полосы для контроля за смещением трансформатора в продольном и поперечном направлениях при транспортировке.
3.34. Перевозка трансформаторов волоком или на металлическом листе запрещается.
3.35. При перевозке трансформатора не допускается:
а) приложение тяговых, тормозных или каких-либо других усилий к элементам конструкции трансформатора (кроме конструкций, специально предназначенных для этой цели);
б) одностороннее искусственное увеличение коэффициента запаса устойчивости балластным грузом;
в) смещение трансформатора и опорных брусьев относительно платформы или относительно друг друга.
3.36. Допустимые скорости движения транспортных средств при транспортировке трансформаторов указаны в табл. 1.
Условное обозначение ТМ-Х/35-У1 расшифровывается:
- Т - трехфазный;
- М - тип охлаждения трансформатора - естественная циркуляция масла и воздуха;
- Х - номинальная мощность трансформатора (1600…10000), кВА;
- 35 - класс напряжения обмотки ВН, кВ;
- У1 - категория размещения и климатическое исполнение согласно ГОСТ 15150-69.
Трехфазные двухобмоточные масляные трансформаторы с ПБВ (регулированием напряжения без возбуждения) предназначены для эксплуатации в составе понижающих электроподстанций, а также для питания электроустановок потребителей от электрических сетей с напряжением 35кВ. Наши трансформаторы проектировались с упором на надежность, прочность и качество. В результате они могут беспрерывно эксплуатироваться в течение длительного времени.
Все трехфазные масляные трансформаторы оснащаются газовыми реле Бухгольца (отличительной чертой которых являются два порога срабатывания), а также электроконтактными термометрами семейства ТКП (характеризуются двумя регулируемыми порогами срабатывания). Также, для визуального контроля масла, все модели трансформаторов оснащаются маслоуказателями плоского типа, располагаемых на расширителях. Все электрические цепи приборов контроля выведены в специальную коробку контактных соединений, которая расположена на стенке бака.
Для масляных трехфазных двухобмоточных трансформаторов напряжением до 35кВ баки изготавливаются из листовой стали. Конструкция баков и их толщина варьируются в зависимости от типа трансформатора. Так, для трансформаторов мощностью 6300кВА и меньше, изготавливаются баки, рассчитанные на давление до 50кПа. Баки для трансформаторов 10 000 кВА способны выдержать не менее 80кПа избыточного давления. В качестве системы охлаждения применяются навесные двухрядные радиаторы с трубами овального сечения. В зависимости от мощности трансформатора – расположения охладительных элементов может отличаться. Разъем на баках всех типов трансформаторов расположен в верхней части.
На крышке бака размещаются: расширитель (при транспортировке, как правило, демонтируется), съемные вводы ВН и НН, привод (или приводы) переключающего устройства, узел крепления термобаллона термометра, серьги для подъема крышки и активной части (значительно облегчают ревизию или ремонт). В нижней части бака установлен кран для взятия проб масла. Для слива остатков масла, на дне бака имеется пробка.
Точный состав поставляемого комплекта, актуальные цены и сроки доставки спрашивайте по указанным на сайте контактам.
Цены на опоры линий электропередач, железобетонных изделий, а так же сроках их поставки в Казахстан, Украину, Беларусь, Литву, Армению, Туркменистан и в другие страны, всегда можно уточнить, звоните:
Фундаменты под трансформаторы, анкерные устройства.
На подстанциях 330 кВ и выше при большом количестве единиц трансформаторов и реакторов и их значительной массе возникает необходимость окончательной сборки оборудования на месте, периодического осмотра его и ревизии, для чего при подстанции сооружается трансформаторная мастерская. Для перемещения трансформаторов в мастерскую от места установки на фундаменте и обратно предусматриваются специальные рельсовые пути перекатки, по которым трансформаторы перемещаются на собственных катках с помощью тягового механизма. Этот путь, как правило, одноколейный, нормальной колеи (1520 мм), прямолинейный и горизонтальный. В местах установки трансформаторов к нему примыкают короткие участки поперечных путей, соединенные с рельсами на фундаментах. Поперечные пути в зависимости от типа трансформатора состоят из двух, трех, четырех или шести ниток рельсов и пересекаются с продольным путем под углом 90°. Количество поперечных ниток рельсов определяется количеством кареток с катками, которыми оснащен трансформатор в зависимости от массы последнего. Стыковка поперечных рельсов с продольными называется глухим пересечением и обеспечивает изменение направления перемещения трансформатора под углом 90° путем разворота кареток на этот угол.
Рис. 2.6. Рельсовый путь для перекатки трансформаторов.
а — пример плана; б — поперечное сечение; 1 — продольный путь перекатки; 2 — трансформаторная мастерская; 3 — поперечные пути; 4 — фундаменты под трансформаторы; 5 — анкеры; 6 — рельсы; 7 — автодорожное покрытие; 8 — шпалы; 9 — слой балласта из щебня (гравия); 10 — слой балласта из песка; 11 — дренажная траншея со щебнем; 12 — дренажная труба.
Конструкция пути показана на рис. 2.6, она состоит из верхнего строения и балластного основания. Верхнее строение пути включает рельсы с подкладками, крепежными и стыковыми деталями, а также шпалы, брусья или плиты (см. разд. 4). Балласт состоит, как правило, из двух слоев: верхнего толщиной 300 мм — из щебня или гравия твердых пород и нижнего толщиной от 500 до 1200 мм — из среднезернистого песка переменной толщины.
Поскольку планировка территории вдоль пути и толщина балластного слоя не позволяют делать водоотводные кюветы, продольный путь предусматривает устройство сопутствующего дренажа с отводом воды, попавшей в балластное корыто, за пределы площадки. Такой дренаж выполняется при общем уровне грунтовых под ниже дна балласта и при недренирующем подбалластном основании. При общем уровне грунтовых вод выше дна балластного корыта дренаж пути делается по специальному расчету с учетом водопонижения в зоне, примыкающей к пути. При наличии в подбалластном основании хорошо дренирующих грунтов дренаж может не выполняться.
Конструктивно дно балластного корыта выполняется с поперечным уклоном 1=0,002 в сторону заглубленной траншеи, расположенной вдоль пути и имеющей продольный уклон 1=0,002; в эту траншею укладываются дренажные трубы. Поверх труб под песчаным балластом укладывается слой чистого щебня твердых пород; трубы — асбестоцементные с прорезями в верхней половине сечения при отсутствии агрессивной среды для цемента пли керамические при ее наличии. Дренирование в последнем случае осуществляется через не заделанные в верхней зоне стыки труб. Через каждые 150 м по длине дренажа предусматривается установка смотровых колодцев.
Рис. 2.7. Анкеры для крепления тросов при перемещении автотрансформаторов на усилие до 400—500 кН.
а — из железобетонных плит и металлоконструкции; б — из центрифугированных стоек; в — набивные с распоркой; 1 — рама; 2 — плиты; 3 — ригель железобетонный; 4, 5 — трубы железобетонные центрифугированные; 6 — сверленые котлованы; 7 — набивные железобетонные стойки; 8 — распорки металлические инвентарные; 9 — основание под автотрансформатор.
В местах глухих пересечений предусматривается возможность установки домкратов для подъема трансформаторов при развороте кареток с катками на 90°.
Трансформатор в собранном виде перемещается по путям с помощью тягового механизма. Роль последнего, как правило, выполняет трактор, который через полиспаст, закрепленный за анкеры, создает необходимое тяговое усилие.
В зависимости от усилия стационарные анкеры закладываются с двух сторон по осям фундаментов под трансформаторы и по концам продольного пути.
Типовые решения анкеров предусматривают Л-образную металлоконструкцию и железобетонные плиты, заглубленные в грунт. Такой анкер держит усилие около 400 кН. Для меньших усилий могут быть применены анкеры в виде набивных или забивных железобетонных свай, железобетонных труб и металлического оголовника. Для облегчения конструкции анкера при значительных горизонтальных усилиях и при наличии вблизи него фундамента под трансформатор могут быть рекомендованы анкеры (рис. 2.7), представляющие собой железобетонные набивные сваи неглубокого заложения, металлические оголовники и распорки, передающие горизонтальную силу на фундамент под трансформатор.
Глава СНиП «Тепловые электростанции» предусматривает возможность устройства продольного пути перекатки с уклоном до 2%. Такой путь целесообразно выполнять при значительных перепадах рельефа местности с целью снижения капитальных затрат и трудозатрат на планировочных работах и подземных сооружениях. Применение путей перекатки с уклоном до 2% на конкретном объекте должно быть обосновано технико-экономическим расчетом и согласовано с заводом — изготовителем автотрансформатора и монтажной организацией.
Имеющийся опыт строительства подобных путей подтверждает их экономическую эффективность. При этом увеличение усилия при перемещении трансформатора вверх по уклону не превышает возможностей такелажной оснастки и тяговых механизмов. Перемещение вниз по уклону не вызывает самопроизвольного движения трансформатора.
Рис. 2.8. Фундамент под автотрансформатор.
1 — железобетонная плита основания; 2 — рельс; 3 — стальные стяжки; 4 — контур маслоприемника; 5 — балласт из щебня; 6 — балласт из песка; 7 — гравийная засыпка маслоприемника.
Верхнее строение пути и основание рассчитывается из условия, что расстояние между шпалами равно 50 или 55 см; нормативное давление на щебеночный балласт 50 Н/см 2 , на песчаный балласт 30 Н/см 2 .
В расчетах принимаются следующие модули упругости Е0, Н/см 2 , оснований пути:
При деревянных шпалах с шагом 55 см .. 3400
То же с шагом 50 см .. 3700
При железобетонных плитах 4000
При железобетонных шпалах с шагом 55 см . . 10 000
То же с шагом 50 см 11 000
Таблица 2.4. Конструктивные данные рельсового пути для перекатки трансформаторов
Продолжение табл. 2.4
В табл. 2.4 сведены основные данные и результаты расчета пути перекатки для восьми типов трансформаторов и реакторов, выпускаемых промышленностью.
Действующими проектами предусматривается несколько разновидностей фундаментов под трансформаторы с использованием номенклатуры железобетонных элементов (см. разд. 4):
из сборных железобетонных плит типа НСП, укладываемых на щебеночно-песчаный балласт;
из центрифугированных железобетонных труб, устанавливаемых в сверленые котлованы с последующей обетонировкой пазух;
из унифицированных подножников под опоры ВЛ и ОРУ;
из унифицированных свай, применяемых для фундаментов опор ВЛ и ОРУ.
В верхней части фундаментов последних трех типов крепятся стальные балки для установки и закрепления рельса.
На фундаменте первого типа рельсы крепятся непосредственно •к железобетонным плитам.
Типовые решения фундаментов разработаны для приведенных в табл. 2.4 трансформаторов.
На рис. 2.8 показан пример устройства фундаментов из плит для трансформаторов АТДЦТН-200000/330 и АТДЦН-400000/330. Методика расчета фундаментов под эти трансформаторы аналогична расчету продольного рельсового пути.
Монтаж трансформаторов, особенно мощных силовых и специального назначения, является сложной и трудоемкой работой, которая требует предварительной подготовки и четкой организации работ. Трансформаторы мощностью до 1600 кВА отправляются с заводов-изготовителей собранными и залитыми маслом. При мощности 2500 кВ А и выше в зависимости от габаритных размеров и массы трансформаторы транспортируются с демонтированными узлами и деталями, а наиболее мощные — без масла-
Некоторые трансформаторы мощностью 63 МВ А и выше классов напряжения 110 кВ и более имеют бак с верхним разъемом и надставкой, демонтируемой на время транспортирования. Бак закрывают плоской или специальной «транспортной» крышкой, которая заменяется во время монтажа на постоянную
Для транспортирования трансформаторов железнодорожным транспортом поперечному сечению мощных трансформаторов придают форму, приближающуюся к очертаниям железнодорожного габарита.
Баки силовых трансформаторов:
а — гладкий; 6 — гофрированный (волнистый); в — трубчатый; г — с радиаторами; д — с верхним разъемом; с — колокольного типа (с нижним разъемом); ж — усиленный с несущей балкой
1 — предельная высота габарита трансформатора при транспортировке на обычной платформе; 2 — нормальная высота погрузочной лошадки железнодорожной платформы: 3 — уровень верха головки рельса
До начала монтажных работ необходимо подготовить фундамент под трансформатор, помещение трансформаторно-масляного хозяйства, баки для хранения масла со всеми коммуникациями маслопроводов, монтажные механизмы, аппараты, приспособления и инвентарь. Трансформаторное масло в количестве, необходимом для заливки (доливки) трансформатора и для технологических нужд в процессе монтажа, должно быть высушено и залито в баки, оборудованные масломерным устройством и системой дыхания). Средства пожаротушения и противопожарный пост на время прогрева и сушки трансформатора должны находиться в постоянной готовности.
На электростанциях и подстанциях напряжением 35 . 750 кВ применяется, как правило, открытая установка трансформаторов. Закрытую установку используют только в районах интенсивного загрязнения атмосферы и в районах жилой застройки для ограничения шума. При открытой установке в районе усиленного загрязнения рекомендуется применять трансформаторы со специальными кабельными вводами на стороне напряжением 110. 220 кВ и шинными вводами в закрытых коробах на стороне напряжением .. 10 кВ.
Трансформаторы массой до 2 т могут устанавливаться непосредственно на фундамент, в остальных случаях фундамент оснащается направляющими для катков трансформатора с упорами по обе стороны трансформатора после его установки на фундамент.
Трансформатор, имеющий устройство газовой защиты, устанавливается на фундамент таким образом, чтобы его крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1 %. Уклон маслопровода к расширителю при этом должен быть не менее 2 %. Такая установка обеспечивает беспрепятственное поступление газа из трансформатора в маслопровод, идущий к газовому реле, и далее к расширителю. Уклон обычно создается установкой подкладок под катки или непосредственно под дно бака (при отсутствии катков).
Для закрытой установки трансформаторов используется либо отдельное здание, предназначенное для размещения только трансформаторов и их вспомогательного оборудования (системы охлаждения, вентиляции, пожаротушения), либо трансформаторные камеры — помещения в общем здании энергетического объекта.
Каждая камера трансформатора снабжается индивидуальной вентиляционной системой, не связанной с другими вентиляционными системами здания. Система рассчитывается на отвод тепла, выделяемого при работе трансформатора с номинальной нагрузкой, и проектируется таким образом, чтобы разность температур на входе и выходе из помещения не превышала 15 'С. Конструкция вентиляционных шахт должна предотвращать попадание через них влаги на трансформатор.
В случае нарушения условий транспортирования и хранения трансформатора или при неудовлетворительных результатах предварительной оценки состояния изоляции обмоток дополнительно проверяют влагосодержание образцов изоляции, которые закладываются в трансформаторы мощностью более 80 MB А Влагосодержание образна изоляции толщиной 3 мм должно быть не более 1 %. Результаты предварительной оценки состояния изоляции учитываются при решении вопроса о включении трансформатора под напряжение без сушки.
Монтаж составных частей трансформатора производится без ревизии активной части и без подъема съемной части («колокола»), если не были нарушены условия выгрузки, транспортирования, хранения и не было других нарушений, которые могли привести к повреждениям внутри бака трансформатора. При наличии таких повреждений перед установкой комплектующих изделий необходимо произвести ревизию трансформатора. Вскрытие трансформатора для установки составных частей (вводов. встроенных трансформаторов тока и т.д.) следует производить в ясную сухую погоду. После вскрытия трансформатора изоляция обмоток предохраняется от увлажнения за счет продувки бака сухим воздухом в течение всего времени разгерметизации.
Установка охладителей системы Д:
1 — стенки бака; 2 — двигатель; 3 — растяжка; 4 — бобышка; 5 — кронштейн; 6 — скоба; 7 — крепление кабеля; 8 — трехжильный кабель; 9— распределительная коробка
Допускается разгерметизировать трансформаторы напряжением 110. 500 кВ и мощностью до 400 MB А без подачи в бак сухого воздуха, если температура его активной части не менее 10 С и превышает точку росы окружающего воздуха не менее чем на 10 "С, относительная влажность — не более 85%, а продолжительность разгерметизации не превышает 16 ч.
После монтажа составных частей остатки трансформаторного масла сливают (для трансформаторов, транспортируемых без масла) через донную пробку, бак герметизируют для создания вакуума и заливки или доливки масла. Для трансформаторов, имеющих азотную или пленочную защиту, заливка масла производится через дегазационную установку.
При монтаже охлаждающей системы типа Д (охлаждение масляное с дутьем) на баке устанавливают кронштейны, на которых размещают электродвигатели с вентиляторами, монтируют электрическую схему питания и после установки радиаторов открывают радиаторные краны.
Система охлаждения ДЦ поставляется в навесном или выносном исполнении. При навесном исполнении все детали и узлы трубопроводов свариваются и полностью подготовляются на заводе. На месте монтажа охладители навешивают на бак трансформатора и соединяют с баком трубами. При выносном исполнении охладители устанавливают на отдельных фундаментах и соединяют с трансформатором трубами, узлы которых подгоняются и свариваются на месте установки.
Установка охлаждающих устройств (ОУ) системы ДЦ:
а — выносные охлаждающие устройства; б — навесные охлаждающие устройства; 1 — термосифонный фильтр: 2 — охладитель; 3 — масляный насос; 4 — стойка выносных ОУ; 5 — бак трансформатора; б — дутьевые вентиляторы
Установка на трансформаторе расширителя, газового реле
и предохранительной трубы: I — кронштейн; 2 — газовое реле; 3 и 9 — патрубки; 4 — кран; 5 — фланец газового реле; 6— трубка; 7 — предохранительная труба; 8— расширитель; 10 - крышка бака
Одновременно с монтажом системы охлаждения производится монтаж остальных деталей и частей трансформатора — устанавливаются термосифонные фильтры, расширители, выхлопная труба, воздухоосушитель присоединяется к расширителю, устанавливаются газовое реле и сигнальные манометрические термометры. Расширитель, транспортируемый отдельно от трансформатора, должен быть тщательно проверен и осмотрен. В случае выявления ржавчины на его внутренней поверхности необходимо принять меры по ее устранению или замене расширителя на новый.
Маслоуказатель трансформаторов III и IV габаритов:
1 — болт; 2 — нижнее колено; 3 — прокладка из электрокартона; 4 и 9 — резиновые прокладки; 5 и 8— втулки: 6 — стальная трубка; 7 — стеклянная трубка; 10 — верхнее колено; 11 — пробковый кран
Маслоуказатель расширителя, транспортируемый в разобранном виде, устанавливают при монтаже со стороны, указанной заводом-изготовителем. Для зашиты трансформаторов от утечки масла из расширителя на фланце дна расширителя устанавливают реле уровня масла.
После установки маслоуказателя и реле уровня масла расширитель испытывают на герметичность, заполнив его сухим трансформаторным маслом, с выдержкой в течение 3 ч. После окончания монтажа охлаждающей системы и других частей трансформатора доливают масло в бак трансформатора и заливают маслом охлаждающую систему.
Проверка состояния изоляции обмоток. После окончания монтажа трансформатора измеряют сопротивления изоляции обмоток и определяют коэффициент абсорбции, tg6 изоляции и т.д. Сопротивление изоляции необходимо сравнить со значением, измеренным в заводских условиях. Допустимые значения изоляционных характеристик для трансформаторов напряжением до 35 кВ и мощностью до 10 МВ А приведены в табл.
В тех случаях, когда выявлены нарушения инструкции по монтажу и введению трансформатора в работу, производится ревизия трансформатора с подъемом съемной части бака или активной части.
Ревизия трансформатора включает совокупность работ по вскрытию, осмотру, устранению неисправностей и герметизации активной части трансформатора. Чтобы избежать увлажнения изоляции, ограничивают продолжительность нахождения активной части вне бака: при температуре окружающего воздуха 0°С или относительной влажности выше 75 % — 12 ч; при влажности 65. 75 % — 16 ч; при влажности до 65 % — 24 ч.
Ревизия производится при температуре активной части, равной или превышающей температуру окружающей среды. При отрицательной температуре окружающего воздуха трансформатор с маслом подогревают до 20 °С. Время ревизии может быть увеличено вдвое, если температура окружающего воздуха выше 0 С, влажность ниже 75 % и температура активной части превышает температуру окружающей среды не менее чем на 10 °С. Ревизия трансформатора в зависимости от его мощности, класса напряжения, конструкции и условий монтажа может выполняться одним из следующих методов:
подъемом активной части из бака трансформатора: осмотром активной части внутри бака; подъемом верхней съемной части бака трансформатора» Осмотр трансформатора производят в закрытом помещении. Для этого масло сливают в сухой и чистый бак, а активную часть устанавливают на настил из досок.
Измерение сопротивления изоляции магнитной системы:
1 — верхнее ярмо; 2 — ярмовая бачка; 3 — электрокартонная изоляция ярма; 4 — медная контактная пластина
При ревизии проверяют затяжку доступных стяжных шпилек ярма, креплений отводов, барьеров, переключающих устройств, осевую прессовку обмоток. При необходимости равномерно по всей окружности производят подпрессовку обмоток клиньями или подтягиванием винтов и домкратов. После этого устраняют замеченные неисправности в изоляции доступных частей обмоток, отводов и других изоляционных элементов, проверяют сопротивление изоляции обмоток между собой и относительно магнитопровода, сопротивление изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей и полубандажей ярма относительно активной части и ярмовых балок и схему заземления.
При отсутствии подъемных приспособлений для трансформаторов мощностью 10 МВ А и выше классов напряжения 110. 330 кВ разрешается производить ревизию активной части без подъема из бака при снятой крышке, а в отдельных случаях через люки бака
ш
трансформатора без подъема крышки. Ревизия активной части трансформатора с нижним разъемом бака возможна без ее подъема, что значительно сокращает и упрощает выполнение монтажа.
Расположение направляющих деталей, фиксирующих положение активной части в баке:
в — без приварных деталей; б — с приварной трубой; в — с приварным угольником; У — стенка бака: 2 — направляющая планка, закрепленная на ярмовых балках; 3 и 4 — труба и угольник, приваренные к стенке бака
Установка активной части на конусные шипы: 1 — бак; 2 — активная часть; 3 — конусный шип; 4 — нижний раскос
После измерений и проверок активную часть промывают сухим трансформаторным маслом и опускают в бак или устанавливают на место съемную часть бака, после чего уплотняют места соединений. При установке активной части в бак проверяют правильность расположения направляющих деталей относительно стенок бака, производя небольшие перемещения ее до посадки на конусные шипы, приваренные к дну бака. Шипы входят в отверстия горизонтальных полок нижних ярмовых балок.
Монтаж герметичных и сухих трансформаторов и трансформаторов с литой изоляцией. Ревизия сухих трансформаторов, имеющих защитный кожух простой формы, и трансформаторов с ли той (компаундной) изоляцией сводится к внешнему осмотру проверяют надежность контактных соединений, отсутствие повреждения обмоток, изоляторов и изоляционных прокладок. Обмотки и магнитопровод сухих трансформаторов продувают сжатым воздухом и выполняют необходимые измерения. Если сопротивление изоляции ниже нормы, проводят ее сушку. Герметичные трансформаторы, заполненные совтолом, на месте установки разборке не подлежат.
Читайте также: