Установка силовых трансформаторов

Опубликовано: 9 Август 2012

Установка силовых трансформаторов

При установке производятся следующие работы: погрузка, транспортировка и выгрузка; ревизия и сушка; сборка и установка; пробное включение.
Организация установки силового трансформатора предусматривает сооружение временной мастерской, имеющей подъемные механизмы, инструменты, приспособления и приборы. Кроме того, в некоторых случаях необходимо иметь оборудование для сушки и очистки трансформаторного масла.
При подготовке к установке силовых трансформаторов заказчик должен выполнить некоторые подготовительные работы:

  1. заблаговременно (не менее чем за 30 дней до отправки силового трансформатора) получить техническую документацию от завода-изготовителя;
  2. обеспечить запас трансформаторного масла с учетом дополнительного количества на технические нужды (5—10 % от общей массы масла) и емкости для его хранения;
  3. проверить масло на совместимость, для чего взять 2—3 емкости по 0,5—0,7 л, смешать масло из трансформатора с подготовленным для доливки в таком соотношении, какое будет после доливки, выдержать двое- трое суток, после чего испытать его на пробой и сделать сокращенный химический анализ (результат должен быть не хуже показателей масла в трансформаторе);
  4. подготовить удобное место для разгрузки силового трансформатора и транспортные средства для его транспортировки безрельсовым транспортом к месту монтажа;
  5. организовать хранение трансформатора и его деталей до начала монтажа;
  6. обеспечить готовность фундамента для трансформатора не менее чем за 2 недели до его прибытия к месту монтажа;
  7. приготовить помещения с необходимыми испытанными механизмами (маслоочистительные аппараты, вакуумный насос, аппараты контрольного прогрева), обеспечить их электроэнергией;
  8. провести проверку аппаратуры (газового реле, термометрических сигнализаторов, термометров и т.д.) силового трансформатора в лаборатории.

Силовые трансформаторы мощностью до 6300 кВА напряжением до 35 кВ перевозят полностью собранными и заполненными маслом. При транспортировании трансформаторов мощностью 10000 кВ-А и выше демонтируют радиаторы, расширитель и выхлопную трубу или клапан избыточного давления, а при перевозке трансформаторов напряжением 110 кВ и выше — также маслонаполненные вводы и каретки. Необходимость демонтажа вызвана требованиями железнодорожного габарита.
Разгрузку трансформаторов с демонтированными каретками производят предварительно на выкладку из шпал высотой 600—700 мм. При подъеме краном обязательно проверяют качество строповки и надежность работы тормозных устройств. Для этого трансформатор предварительно поднимают на несколько минут на высоту не более 50— 100 мм.
При отсутствии крана соответствующей грузоподъемности разгрузка трансформатора может быть проведена с помощью гидравлических домкратов.
При подъеме трансформатора гидравлическими домкратами необходимо соблюдать следующие требования: гидравлические домкраты должны быть снабжены манометрами для контроля давления и предохранительными кольцами для предотвращения самопроизвольной осадки; домкраты устанавливают под специальные площадки, указанные в габаритном чертеже; установка домкратов в других местах запрещается; подъем осуществляется плавно, равномерность нагрузки домкратов контролируется по манометрам. По мере подъема трансформатора подкладывают шпалы (или деревянные бруски); при опускании — постепенно разбирают шпальную клетку. Допускается поочередный подъем гидравлическими домкратами сначала одной, затем другой стороны трансформатора, при этом угол наклона должен быть не более 15°.
Разгрузка трансформатора гидравлическими домкратами. Заблаговременно на расстоянии 2,34 м от головки ближайшего железнодорожного рельса подготовляют шпальную клетку 8 (рис. 1, а, б, в, г); высота должна быть на 50—100 мм выше погрузочной площадки транспортера, ширина — примерно на 1 м больше ширины разгружаемого трансформатора, длина предусматривается увеличенной на длину одной шпалы.
Вспомогательные рельсы 5 прокладываются для перемещения трансформатора с транспортера на шпальную клетку при помощи гидравлических домкратов, каждый рельс состоит из двух частей, соединяемых накладками 7, которые нужны для разъема рельсов после перемещения трансформатора.
разгрузка трансформаторов гидравлическими домкратами
Рис. 1. Схема последовательности разгрузки трансформаторов гидравлическими домкратами:
а — подклиновка транспортера шпалами; б—установка трансформатора на вспомогательные рельсы; в— перемещение трансформатора с транспортера на шпальную клетку S; г — установка трансформатора на шпальной клетке; 1 — трансформатор; 2 — железнодорожный транспортер; 3— подклиновка транспортера шпалами (или деревянными брусками); 4— опорные брусья; 5— вспомогательные железнодорожные рельсы; 6— полиспаст; 7— накладки для соединения вспомогательных железнодорожных рельсов; 8 — шпальная клетка; 9 — железнодорожный путь; 10— земляной якорь (анкер); 11 — упор, приваренный к рельсу; 12— упоры (скобы) для подъема трансформатора гидравлическими домкратами; 13 — гидравлические домкраты

Перемещение трансформатора с транспортера 2 на шпальную решетку 8 начинается со строповки полиспаста 6 к трансформатору и анкеру 10. Свободный конец троса крепят к электролебедке или трактору, с помощью которых перемещают трансформатор. Затем убирают разгрузочный транспортер, а трансформатор отправляют к месту монтажа безрельсовым способом.
После разгрузки трансформатора, прибывшего на площадку, транспортировка его к месту монтажа (при отсутствии железнодорожных путей) производится автомобилем, автотрейлером, автомобильным или санным прицепом (в зависимости от его массы и состояния трассы).
При транспортировке не допускается; перевозка трансформатора волоком или на металлическом листе; приложение тяговых, тормозных или каких-либо других видов усилий к элементам конструкций трансформатора; одностороннее искусственное увеличение коэффициента запаса устойчивости при помощи балластного груза; смещение трансформатора и опорных брусьев относительно погрузочной площадки транспортного средства или относительно друг друга.
Приемка в монтаж силовых трансформаторов III—V габаритов производится монтажной организацией по акту. При приемке силовых трансформаторов IV габарита и выше обязательно присутствуют представители наладочной организации.
При ревизии силовых трансформаторов следует выполнять условия предупреждения возможности увлажнения активной части трансформатора, то есть время нахождения активной части на воздухе во время ревизии не должно превышать установленного времени при определенной относительной влажности воздуха. До вскрытия трансформатора добиваются выравнивания его температуры с температурой окружающей среды. Например, при температуре окружающей среды ниже +20 °С и относительной влажности воздуха 65—80 % при ревизии трансформаторов напряжением до 110 кВ включительно активную часть прогревают до температуры, превышающей температуру окружающей среды не менее чем на 10 °С, независимо от того, проводится ревизия в помещении или вне его. Началом ревизии считается: для трансформаторов, транспортируемых с маслом,—начало слива масла; для трансформаторов, транспортируемых без масла, — вскрытие крышки или любой заглушки. Ревизия считается законченной с момента герметизации бака, перед заливкой масла.
Трансформатор устанавливают горизонтально по уровню, до вскрытия проверяют герметичность уплотнений давлением столба масла высотой 1,5 м от уровня крышки в течение 3 ч. Трансформатор считают герметичным, если при проверке не наблюдается течи масла в местах, расположенных выше уровня масла, с которым прибыл трансформатор. Если трансформатор прибыл к месту монтажа без масла с избыточным давлением сухого воздуха или азота, то проверку производят манометром избыточного давления внутри бака трансформатора и сравнивают его с давлением перед отправкой трансформатора с завода. Проверку проводят не позднее чем через 10 дней после прибытия на место монтажа.
После вскрытия трансформатора ревизию проводят в следующей последовательности.
Сначала проверяют затяжку доступных стяжных шпилек ярм, креплений отводов, переключателей и других элементов активной части, убеждаются в достаточности затяжки винтов осевой прессовки обмоток (подтягивание выполняют равномерно по всей окружности; контргайки затягивают). Затем осматривают изоляцию доступных частей обмоток, отводов, переключателей, цилиндров и других элементов активной части и ликвидируют замеченные повреждения. Далее измеряют сопротивление изоляции: всех стяжных шпилек ярма относительно активной стали; прессующих колец относительно активной стали и балок ярма.
Эти работы, как правило, не предусмотрены заводской инструкцией и выполняются при нарушении условий транспортировки и сроков хранения или повреждениях при монтаже.

Контроль состояния изоляции трансформаторов.

Условия включения трансформаторов без сушки и необходимость сушки активной части регламентированы в заводских инструкциях, которыми следует строго руководствоваться. Трансформаторы с увлажненными обмотками включать под рабочее напряжение нельзя. Обмотай трансформатора считают неувлажненными и сушку их необязательной в результате всестороннего рассмотрения результатов ряда испытаний, а также условий транспортирования трансформатора и его хранения до и во время монтажа. Применяют несколько методов испытания и определения степени увлажнения обмоток трансформатора, описанных ниже.
По коэффициенту абсорбции, т.е. соотношению сопротивлений изоляции обмоток в зависимости от времени приложения напряжения, мегаомметром измеряют сопротивления изоляции обмоток через 15 и 60 с после приложения напряжения и определяют коэффициент абсорбции, равный отношению R60" /R15".
Сопротивление изоляции обмоток трансформаторов определяется мегаомметром на напряжение 2500 В. При измерении все вводы обмоток одного напряжения соединяются. Перед началом каждого измерения испытуемую обмотку заземляют на время не менее 2 мин.
Состояние электрической изоляции характеризуется еще и значением тангенса угла 5 диэлектрических потерь в изоляции. Тангенс угла 5 диэлектрических потерь значительно повышается при увлажнении диэлектрика, потому этим показателем широко пользуются при оценке состояния изоляции вновь вводимых в эксплуатацию масляных трансформаторов. При измерении тангенса диэлектрических потерь возникают погрешности. Оценку состояния изоляции проводят по тангенсу обмоток и тангенсу масла трансформатора.
Кроме коэффициента абсорбции и тангенса угла диэлектрических потерь, степень увлажнения обмоток трансформатора характеризуется еще и соотношением емкостей обмоток, измеренных при частотах 2 и 50 Гц (С2/С50). Этот метод называется емкость—частота. Он основан на том, что при увлажненных обмотках трансформатора СУ‘^50 ~ 2, а при неувлажненных (сухих) С2/С50 ~ 1. Например, обмотки трансформатора в масле при напряжении до 35 кВ включительно, мощностью менее 10 000 кВ-А имеют следующие наибольшие допустимые значения: С21С50~ 1,1 —при температуре обмотки 10 °С; 1,2—при температуре обмотки 20 °С; 1,3 — при температуре обмотки 30 °С. Значение С2/С50 измеряют приборами контроля влажности ПКВ-7 и ЕВ-3. Правильное показание прибор ПКВ-7 дает лишь в том случае, когда сопротивление изоляции обмоток составляет не менее 15 МОм (при температуре 10—30 °С). Поэтому перед использованием прибора ПКВ-7 проверяют абсолютную величину сопротивления изоляции обмоток трансформатора. Величину C2/C50 измеряют между каждой обмоткой и корпусом. Остальные обмотки при измерении заземляют.
Методом емкость—температура определяют зависимость емкости увлажненных обмоток от температуры. Физическая основа этого метода заключается в изменении диэлектрической постоянной изоляции, а следовательно, и ее емкости при изменении температуры. Причиной этого изменения является резко выраженная неоднородность диэлектрика, обусловленная главным образом наличием влаги в изоляции. Влияние температуры на значение диэлектрической постоянной у увлажненной изоляции проявляется сильнее, чем у сухой. Недостатком этого метода является необходимость нагрева трансформатора до 70 °С.
Значение тангенса угла диэлектрических потерь tg δ характеризует общее состояние изоляции, являясь показателем увлажнения изоляции и потерь в ней. Если изоляцию изготовить из идеального диэлектрика, то при включении на переменное напряжение не будет потерь активной мощности. В изоляции практически всегда происходит потеря энергии. Это вызывается разными причинами, в частности содержанием влаги, которая проникает в поры волокнистых материалов обмоток трансформаторов, существенно увеличивая диэлектрические потери. Поэтому при приложении к изоляции напряжения из сети потребляется не только реактивная, но и активная мощность. Отношение активной мощности, потребляемой изоляцией, к реактивной называется тангенсом угла диэлектрических потерь. Активная мощность, потребляемая изоляцией, значительно меньше реактивной; отношение их измеряется сотыми долями; tg δ принято выражать в процентах.
Однако ни один из описанных показателей увлажнения изоляции обмоток трансформаторов, взятый отдельно, не является достаточным, чтобы по нему можно было окончательно решить вопрос о необходимости сушки трансформатора. Решение принимается по комплексу данных. В этот комплекс, кроме описанных выше показателей увлажненности изоляции обмоток, входят данные о заводских испытаниях, сведения о способах хранения, перевозки и монтажа трансформатора.

Включение трансформаторов под напряжение без сушки.

Сушка трансформаторов—технически сложный и трудоемкий процесс, поэтому в каждом случае следует убедиться в ее необходимости. Для решения вопроса о необходимости сушки обмоток трансформатора следует руководствоваться мощностью и напряжением трансформатора, условиями его транспортировки (с расширителем или без него, с маслом или без масла), а также условиями, в которых находился трансформатор до начала монтажа и в период его выполнения.
Подготовка к монтажу частей трансформатора входит в технологический процесс монтажа.
Перед монтажом радиаторов их испытывают давлением столба масла (рис. 3, а, б). Для трансформаторов напряжением 110 кВ испытание проводится на месте монтажа, напряжением до 35 кВ включительно — заводом-изготовителем (но если обнаружены повреждения при внешнем осмотре, испытание проводят на месте монтажа).

Испытание радиаторов давлением столба масла
Рис. 3. Испытание радиаторов давлением столба масла: а — при вертикальном положении радиатора; в— при горизонтальном положении радиатора; 1 — радиатор; 2 — труба 01" для заполнения маслом; 3—то же для выхода воздуха; 4— уровень масла при испытании радиаторов; 5— бачок для подогрева масла; 6— маслонасос с электродвигателем; 7—подача масла, нагретого до 50—60 °С; 8 —высота столба масла от нижней точки расширителя плюс 0,5 м тщательно уплотняются фланцы, а все сварные швы покрывают мыльным раствором для определения места повреждения радиатора.

Промывка радиатора
Рис. 4. Промывка радиатора:
1 — радиатор; 2 — труба 3/4— 1 "для выхода воздуха; 3—бачок для подогрева масла; 4 — фильтр-пресс (или центрифуга)
Условия для испытания следующие:

  1. высота столба масла (Н) от нижней точки расширителя плюс 0,5 м;
  2. температура масла 50— 60 °С;
  3. время испытания 30 мин. Кроме того, в радиаторе

После устранения дефектов сварки выполняют промывку сухим трансформаторным маслом, нагретым до 40—50 °С (рис. 1.4). После промывки оба фланца радиатора уплотняют заглушками с резиновыми прокладками из маслостойкой резины толщиной не менее 10 мм с проходным диаметром на 5—7 мм больше диаметра крана.
Если для охлаждения трансформатора используется маслоохладительная система с принудительной циркуляцией масла и обдувом охладителей воздухом (система ДЦ), то при подготовке ее к монтажу следует очистить систему от грязи и продуть сжатым воздухом. Затем перебрать задвижки, промыть их трансформаторным маслом, подогретым до 40— 50 °С и испытать избыточным давлением 3 кгс/см2 в течение 30 мин. Промывка и испытания охладителя с калориферами из алюминиевых труб проводятся так же, при температуре масла 70—80 °С и давлении 2 кгс/см2. Таким же избыточным давлением испытывают электронасос, у которого также проверяют сопротивление изоляции мегаомметром. Оно не должно быть меньше 0,5 МОм. У вентиляторов проверяют центровку и балансировку крыльчаток, испытывают адсорбер, а маслопроводы очищают изнутри ершами и герметизируют заглушками.

Газовое реле, реле уровня масла и приборы контроля температуры проверяют в лаборатории. Результаты проверки герметичности оформляют актом или протоколом и учитывают при введении трансформатора в эксплуатацию.
Переключающее устройство типа РС-3 с активными сопротивлениями прибывает на монтируемый объект встроенным в бак трансформатора с установленным приводом типа МЗ-2. Перед включением трансформатора в эксплуатацию проводят следующие работы:

  1. проверяют наличие пломб на приводном механизме 21 (рис. 6).

монтируют защитное реле RS-1 000 переключающего устройства 20, для чего маслопровод с предварительно проверенным защитным реле устанавливают с подъемом 1,5—2 % от трансформатора в сторону расширителя; при этом реле во избежание ложных отключений располагают возможно ближе к переключающему устройству. Маслопровод подключают к расширителю 16;

  1.  

ТДТН-25000/110-67
Рис. 6. Общий вид трансформатора типа ТДТН-25000/110-67:
1—задвижка; 2— штырь для подъема трансформатора; 3— шкаф типа ШД-1; 4 — термосифонный фильтр; 5 — съемная часть бака (колокол); 6 — люк для установки раскреплений активной части; 7 —ввод НН; 8 — ввод ВН; 9—манометр ввода 110 кВ; 10—ввод СН; 11 —установка трансформаторов тока ввода ВН; 72 — то же ввода СН; 13 и 14—вводы нулевые ВН и СН; 15 — выхлопная труба; 16—расширитель; 17—маслоуказатель; 18—реле уровня масла; 19— реле газовое трансформатора; 20—реле типа RS-1 000 переключающего устройства типа РС-3; 21 — привод для переключающего устройства типа РС-3; 22 — прямотрубные радиаторы; 23—электродвигатель с вентилятором; 24— кран для слива масла из переключающего устройства; 25—люк для фиксации положения переключающего устройства

  1. коробку силовой передачи заполняют индустриальным маслом до середины маслоуказательного стекла;
  2. пробными переключениями проверяют счетчик переключений, регулируют тягу, проверяют состояние механической блокировки, нагревательных сопротивлений и терморегулятора, сигнализацию и герметичность корпуса;
  3. проверяют работу защитного реле RS-1 000 поочередным нажатием кнопок «включено», «выключено».

Переключающие устройства с реактивными сопротивлениями в основном отправляются с завода-изготовителя полностью смонтированными. Поэтому после ревизии трансформатора подключают концы отводов, устанавливают по рискам, нанесенным на заводе-изготовителе, снятый при ревизии горизонтальный вал 2 (рис. 7). Для этого устанавливают привод устройства и подвижные контакты на первое положение; конец горизонтального вала со шпонкой устанавливают в соединительную муфту 14, а другой конец с нониусным диском 13 соединяют с нониусным диском вала контакторов 12. Необходимо, чтобы риски, нанесенные на обоих дисках, совпали. При этом рукоятка ручного привода должна быть расположена вертикально ручкой вниз.
После этого подтягивают болты и гайки, проверяют микроомметром переходные сопротивления всех контактов. Величина переходного сопротивления одиночного контакта должна быть не более 10—20 мкОм. Контакты при измерениях должны находиться в той среде, в которой они работают в нормальном режиме. Помимо этого, производят проверку контактного нажатия в контактах переключателя. Для этого из бака контакторов сливают часть масла настолько, чтобы освободились контакты переключающего устройства. Измерение контактного давления производят по схеме, изображенной на рис. 8, а, б. За истинное нажатие контакта принимают среднее арифметическое трех измерений. При этом разброс давления не должен превышать 10 % от среднего значения. Замер давления производят в момент отрыва контакта, о чем судят либо по показаниям сигнальной лампы, либо по освобождению предварительно проложенного между контактами щупа или полоски бумаги толщиной не более 0,1 мм. Величина давления в контактах должна соответствовать 13—17 кг для основных контактов и 11—14 кг—для дугогасительных.

РНТ-13
Рис. 1.7. Аппараты переключающего устройства типа РНТ-13, установленные на трансформаторе:
1 — переключатель; 2 — горизонтальный вал; 3—бак контакторов; 4—сальник; 5—вал сальника: 6—переходная муфта вертикального вала; 7 — вертикальный вал; 8— нониусный диск вала 7; 9— нониусный диск вала механизма 10; 10— приводной механизм; 11 — бак трансформатора; 12,13—нониусные диски вала контакторов и карданного вала; 14 — соединительная муфта вала переключателя; 15 — вал переключателя; 16 — карданный вал

Измерение контактного нажатия
Рис. 8. Измерение контактного нажатия: а — с помощью сигнальной лампы; б — с помощью прокладки или щупа;
1 — динамометр; 2 — прокладка
В процессе монтажа в настоящее время такая работа проводится при неудовлетворительных испытаниях РПН по замерам омического сопротивления, так как доступ к контактам затруднителен.
После проверки состояния контактов проверяют работу привода переключателя и приступают к снятию круговой диаграммы переключающего устройства. Обычно применяют метод сигнальных ламп, при котором о моментах переключения контактов судят по загоранию и погасанию сигнальных ламп (рис. 9,а). Переключения контактов фиксируют по круговой шкале с ценой деления один градус. При отсутствии на крышке привода отсчетного лимба изготовленную шкалу укрепляют на вращающемся валу, а указательную стрелку—на неподвижной части. По результатам измерений строят диаграмму переключения контактов переключающего устройства и производят ее анализ. При этом способе внимание обращают на величину угла перекрытия контактов переключателя (отрезок а на рис. 9,6). Этот угол зависит от типа переключающего устройства и равен: 25—30°дляРНТ-13,15—20°—дляРНТ-18,30° и более—для РНТ-20.

круговая диаграмма переключающего устройства
Рис. 9. Схема снятия (а) и круговая диаграмма переключающего устройства
типа РНТ-13 (б):
1 — избиратель; 2 — контактор; 3— реактор
После снятия круговой диаграммы бак контакторов заливают чистым трансформаторным маслом.
Установку радиатора 22 (см. рис. 6) проводят, убедившись в том, что радиаторные краны закрыты. Снимают заглушки, радиатор устанавливают на шпильки верхнего радиаторного крана, а затем—на шпильки нижнего. Равномерно затягивают все гайки. Сначала завешивают часть радиаторов, затем расширитель и соединительную трубу с газовым реле 19. Заполняют радиатор маслом через нижний радиаторный кран, предварительно открыв пробку для выпуска масла. После заполнения маслом открывают верхний радиаторный кран и ввертывают пробку. Двигатели с вентиляторами 23 устанавливают на кронштейнах в нижней части бака. После установки на баке магистральной коробки прокладывают трехжильный кабель в металлическом рукаве и закрепляют его скобами по стенке бака. Работы по монтажу дутьевого охлаждения рекомендуется проводить до навешивания радиаторов.
После монтажа электродвигателей проверяют сопротивление их изоляции. Оно должно быть не меньше 0,5 МОм. Если управление дутьем автоматическое, то на трансформаторе или на отдельном фундаменте монтируют шкаф управления типа ШД-2. Монтаж маслонаполненных вводов проводят после его проверки и испытаний масла.
Для обеспечения необходимой изоляции ввода от заземленных частей трансформатора к нижней части ввода прикрепляют бакелитовый цилиндр, который к моменту монтажа вводов должен быть просушен. Сушку цилиндра производят при температуре 105 °С в течение 24 ч.
Перед монтажом ввода на кожухе трансформатора снимают заглушку, закрывающую отверстие, предназначенное для установки ввода, и устанавливают переходной фланец, предварительно сменив уплотняющую прокладку.
Ввод с прикрепленным к нему бакелитовым цилиндром размещают над отверстием фланца (рис. 10) Через трубу ввода пропускают киперную ленту, к которой прикрепляют вывод обмотки.
По мере подтягивания кабеля ввод медленно опускают в отверстие переходного фланца до установки его на уплотняющей прокладке верхней части переходного фланца. После закрепления наконечника отвода кабеля и установки контактного зажима равномерно затягивают болты фланца ввода до получения надлежащего уплотнения.
Опускание ввода 110 кВ в переходной фланец
Рис. 10. Опускание ввода 110 кВ в переходной фланец:
1 — переходной фланец; 2 — бумажно-бакелитовый цилиндр; 3—деревянные планки для крепления цилиндра; 4 — ввод; 5 — кольца (рамы) для строительного ввода; б — опорный фильтр
Перед монтажом расширитель 16 (см. рис. 6) проверяют на герметичность, промывают сухим трансформаторным маслом и временно устанавливают на кронштейны крышки бака. После присоединения к нему патрубка с газовым реле и очистки внутренней поверхности от ржавчины расширитель окончательно закрепляют, монтируют реле уровня масла 18, на фланце дна расширителя на уплотняющей прокладке устанавливают маслоуказатель 17, а затем расширитель испытывают на герметичность, заполняя его сухим трансформаторным маслом и выдерживая 3 ч.
Газовое реле 19 монтируют после проверки в лаборатории. На время монтажа поплавковую систему реле изымают и устанавливают ее только после установки реле.
Между фланцами 2 корпуса (рис. 11) и маслопровода устанавливают клангеритовые или пробковые прокладки, покрытые бакелитовым или глифталевым лаком.
Смотровое окно 3 располагают с той стороны, которая удобна для наблюдения.
Само реле устанавливается строго горизонтально, а маслопровод для лучшего прохождения газов в реле — с уклоном 1,5—2 % в сторону бака трансформатора. Установку поплавковой системы проверяют по стрелке на крышке газового реле, показывающей направление из бака в расширитель.
Перед установкой выхлопной трубы 15 (см. рис. 6) с обоих ее концов снимают заглушки, очищают их и промывают маслом. Трубу устанавливают на новой уплотняющей прокладке и затягивают равномерно на все болты. Для обеспечения большей устойчивости трубу скрепляют с расширителем или с крышкой трансформатора специальной плапкой. Выхлопную трубу устанавливают под углом, чтобы при выбросе масло не попадало на вводы трансформатора и находящееся вблизи оборудование. Термосифонный фильтр 4 монтируют и включают в такой последовательности: разбирают фильтр и его фильтрующее устройство; очищают фильтр и соединительные патрубки от загрязнений; промывают их чистым сухим трансформаторным маслом и собирают; снимают заглушки на радиаторных кранах и устанавливают фильтр на баке трансформатора аналогично установке радиаторов; засыпают в него чистый сухой адсорбент; фильтр промывают маслом (для фильтров емкостью до 50 кг промывка необязательна); заполняют расширитель маслом значительно выше отметок нормального уровня.
Газовое реле ПГ-22
Рис. 11. Газовое реле ПГ-22:
1 — корпус; 2 — фланец; 3 — смотровое окно; 4 — крышка; 5 — кран для выпуска скопившихся в реле газов; б — коробка зажимов; 7, 9 — нижний и верхний поплавки; 8 — ртутный контакт цепи сигнализации; 10—зажим цепи сигнализации; 11 — зажим цепи отключения; 12— ртутный контакт цепи отключения
Заливку масла в трансформаторы напряжением 110 кВ проводят под вакуумом. Чтобы не повредить маслонаполненные вводы при вакууммировании бака, внутри вводов создают такой же вакуум. Последовательность заливки масла такова: сначала проверяют бак на герметичность, для чего создают в нем с помощью вакуум-насоса вакуум примерно 350 ммрт.ст. По истечении одного часа повторно снимают показание вакуумметром. Если разность показаний не превышает 15 мм рт.ст., то считается, что бак выдержал испытание. После выдержки под вакуумом в течение 2 ч заливают в бак масло со скоростью не более 3 т/ч. Когда уровень масла будет на 150—200 мм ниже крышки, заливку прекращают, но продолжают вакууммирование в течение 6 ч, постепенно снижая его степень.
Трансформаторы напряжением до 35 кВ заливают маслом без вакуума, но выполняя условия о том, что температура масла должна быть не ниже 10 °С, а температура активной части трансформатора — выше температуры масла.

Ещё по теме:

написано в рубрике: Статьи
Метки:

Оставить отзыв