9. Составление вариантов возможного выполнения электропередачи и выбор наивыгоднейшего варианта.

Выбор числа цепей на участках электропередачи производится по условию обоснованно надёжного снабжения энергией потребителей промежуточной подстанции, а также потребителей приёмной системы, обеспечиваемых энергией от ГЭС. Взаимное сопоставление трёх заданных величин (наибольшая мощность Р0 = 700 МВт, передаваемая от ГЭС; наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции PПС = 350 МВт; оперативный резерв мощности в приёмной системе PРЕЗ = 200 МВт) позволяет наметить варианты по числу цепей ВЛ на каждом из участков.

Для выбора номинального напряжения на каждом из участков электропередачи будем сравнивать натуральную мощность линии определённого класса напряжения с наибольшей мощностью, передаваемой по линии.

Наибольшая мощность на первом участке: PВЛ1 = P0 = 700 МВт; на втором: PВЛ2 = P0 ·(1 – 0,04) – PПС = 700 · 0,96 – 350 = 322 МВт (потери мощности на первом участке взяты равными 4%) Натуральная мощность одной цепи линии 500 кВ составляет приблизительно 900 МВт, одной цепи линии 330 кВ – 360 МВт [1, табл. 3.1]

11. Монтаж трансформаторов и компенсирующих устройств.

Монтаж силовых трансформаторов складывается из ряда операций: погрузки, транспортирования и выгрузки; ревизии и сушки; сборки и установки; пробного включения под напряжение. В комплексе операций по монтажу трансформаторов значительное место по трудоемкости занимают такелажные работы. Отгрузку трансформаторов производят, как правило, железнодорожным или автомобильным транспортом. Доставку трансформаторов к месту установки осуществляют преимущественно автомобильным транспортом соответствующей грузоподъемности, тракторами на специальных транспортных приспособлениях или тягачами на автотрайлерах. Погрузку и выгрузку трансформаторов с железнодорожной платформы или автомашины производят подъемными кранами с помощью стальных стропов за четыре подъемных крюка, приваренных к стенкам верхней рамы бака. Эти крюки рассчитаны на подъем полностью собранного и залитого маслом трансформатора. Угол наклона строп к вертикали не должен превышать 30°. Подъем производят также с помощью специальной траверсы. Для предохранения троса от перетирания в местах его касания крышки бака подкладывают металлические прокладки.

При отсутствии крана разгрузку и перемещение трансформаторов производят с помощью лебедок и домкратов. Перемещение по наклонной плоскости применяют для трансформаторов массой не более 10—15 т, при этом угол наклона трансформатора к вертикали не должен превышать 15°, для чего длина наклонного настила должна быть не менее его четырехкратной высоты. После выгрузки проверяют состояние трансформатора и ведут подготовку его к монтажу или к длительному хранению, если монтаж переносится на более поздний срок. Приемка трансформатора производится по внешнему осмотру. Проверяют отсутствие вмятин и повреждений бака, радиаторов, расширителя, выхлопной трубы и других деталей, герметичность уплотнений, целость сварных швов, отсутствие трещин и отбитых краев у вводов, комплектность деталей по накладной и по демонтажной спецификации завода-изготовителя,

наличие пломб на всех кранах для масла. У трансформаторов мощностью до 1600 кВ-А включительно и напряжением до 35 кВ, транспортируемых с установленными расширителями и заполненных маслом до нормального уровня, герметичность уплотнений проверяется наличием масла в пределах отметок маслоуказателя в расширителе. При транспортировании трансформатора с маслом, но без расширителя проверку его герметичности производят давлением столба масла высотой 1,5 м в течение 3 ч, для чего на крышке бака трансформатора устанавливают трубку длиной 1,5 м, диаметром 1—1,5 дм с воронкой.

Порядок и условия хранения трансформаторов до монтажа имеют большое значение как с точки зрения сокращения затрат труда на ревизию и монтаж, так и длительности срока их службы после монтажа в процессе эксплуатации. Правильное хранение трансформатора обеспечивает возможность включения его под напряжение без сушки.

Трансформаторы, поступившие с установленным расширителем и заполненные маслом до нормального уровня, хранятся как резервные, подготовленные к эксплуатации с соблюдением всех требований, предъявляемых правилами технической эксплуатации к силовым трансформаторам, находящимся в резерве. Периодически проверяют уровень масла в расширителе и при понижении его в связи с изменением температуры производят доливку сухим и чистым маслом, периодически открывают пробку грязевика расширителя и спускают накопившиеся там осадки; наблюдают за электрической прочностью масла и при снижении ее ниже установленных норм производят сушку и очистку масла.

Трансформаторы, транспортируемые частично демонтированными, но с баком, заполненным маслом, после испытания на герметичность и установки расширителя доливают сухим чистым маслом, не позднее чем через 6 мес после отправки с завода.

Ревизия трансформаторов. Ревизия силовых трансформаторов производится для выявления и устранения неисправностей и повреждений. Ревизии

подвергают не все трансформаторы. В соответствии с ГОСТ 11677-75 следует

производить включение в эксплуатацию трансформаторов без осмотра активной части при соблюдении требований к их транспортированию и хранению, изложенных в специальной инструкции [4].

При нарушении требований [4] или при обнаружении неисправностей производят подъем активной части для ревизии деталей, находящихся внутри бака. Вскрытие трансформатора для осмотра активной части возможно только при соблюдении условий, предохраняющих изоляцию трансформатора от увлажнения. Осмотр активной части рекомендуется производить в помещении, защищенном от попадания атмосферных осадков и пыли.

Осмотр допускается производить и вне помещения, но при условии устройства над трансформатором временного сооружения или палатки. Температура активной части перед вскрытием трансформатора должна быть равна или выше температуры окружающей среды. Если температура активной части ниже температуры окружающей среды, то до вскрытия путем нагрева трансформатора поднимают температуру активной части на 10 °С выше или трансформатор выдерживают в течение времени, необходимого для выравнивания температур. Для подъема активной части трансформаторы мощностью до 6300 кВ-А снабжены специальными подъемными кольцами (рымами), навинченными на выступающие над крышкой концы шпилек. У трансформаторов мощностью выше 6300 кВ-А активная часть не связана с крышкой и подъем производится за приваренные к верхним консолям магнитопровода четыре подъемные крюка или подъемные планки, в отверстия которых вставляются круглые стальные стержни для зачаливания стропов. Активная часть не связана с крышкой также у трансформаторов мощностью до 63 кВ-А, и ее подъем производится за верхние швеллеры ярма после снятия крышки. Подъем активной части выполняют осторожно, не допуская ее касания стенок бака; после подъема на 100—200 мм проверяют правильность строповки и надежность тормозов. Поднятую активную часть опускают на настил из досок или шпал. Масло из бака сливают в чистый

сухой резервуар. У трансформаторов до 3-го габарита включительно, осмотр которых производится непосредственно после прибытия с завода-

изготовителя, слив масла не обязателен, если при осмотре активной части не обнаружено отсутствующих болтов, гаек и т. п.

Продолжительность пребывания активной части на воздухе, считая с момента вскрытия трансформатора, не должна превышать 24 ч при относительной влажности воздуха до 65%, 16 ч при относительной влажности до 75%. При осмотре активной части проверяют: состояние изоляционных прокладок; плотность сборки магнитопровода; затяжку всех крепящих болтов; состояние обмоток, их крепление, отсутствие смещений и деформаций, надежность соединений; состояние изоляторов; действие переключателя.

Обнаружение неисправности устраняют подпрессовкой, подтяжкой болтов и гаек и т. д. Одновременно производят замеры сопротивления изоляции между обмотками, между обмотками и корпусом, проверяют отсутствие обрыва в обмотках. Мегаомметром проверяют также сопротивление изоляции стяжных болтов, доступных для осмотра, и испытание прочности их изоляции по нормам и в объеме, предусмотренном ПУЭ.

В объем ревизии трансформаторов, кроме осмотра активной части, входит также осмотр и проверка всех наружных деталей до их установки на место — радиаторов, бака, расширителя, масляной арматуры, вводов, приборов защиты и контроля. Бак проверяют на отсутствие просачивания масла в местах сварки. Устраняют течь масла заваркой обнаруженных дефектных мест. Ликвидация течи путем применения замазки или клея не является эффективным средством, так как устраненная на некоторое время течь появляется вновь при разогреве масла. Заварку дефектных мест производят при слитом масле и промытом баке. Качество сварки обычно испытывают на просачивание керосина. Раму бака очищают от ржавчины и остатков старых уплотнений, промывают бензином и поврежденные прокладки заменяют новыми из маслоупорной резины, пробковых листов, электрокартона, клингерита. Резиновую прокладку укладывают на резиновом клее, прокладки из других материалов — на маслостойком лаке. Бак очищают от грязи и промывают сухим, чистым трансформаторным маслом. В подготовленный бак плавно опускают активную часть, предварительно промытую сухим и чистым маслом, соблюдая

строго горизонтальную ее подвеску на стропах. Устанавливают крышку бака на уплотняющих прокладках и равномерно затягивают болты по периметру крышки.

Транспортируемые отдельно расширители, радиаторы, выхлопные трубы должны быть на заводе-изготовителе промыты, испытаны и загерметизированы. Они подвергаются испытанию и промыванию на месте монтажа только тогда, когда обнаружены повреждения или нарушена герметизация. В этом случае радиаторы до навески испытывают давлением столба масла, ручным насосом и сжатым воздухом. При появлении течи дефектное место заваривают автогеном и повторяют испытание. Испытанные радиаторы промывают через центрифугу или фильтр-пресс подогретым до температуры 50—60°С маслом до исчезновения следов грязи на фильтровальной бумаге. До установки на место оба фланца закрывают заглушками. Расширитель, прибывший отдельно от трансформатора, очищают от ржавчины, промывают сухим и чистым маслом, проверяют на отсутствие течи в сварных швах и масломерном стекле.

Выхлопную трубу очищают от ржавчины и проверяют исправность стеклянной мембраны, уплотнения и надежность мест сварки. При необходимости замены мембраны вырезают алмазом новое стекло толщиной 2,5—4 мм в зависимости от диаметра диска и устанавливают его между резиновыми кольцами толщиной 4—5 мм.

Термосифонный фильтр разбирают, очищают и промывают чистым маслом, предварительно удалив из фильтра воздух через патрубок на его крышке (воздушник). Подачу масла производят через нижний патрубок фильтра. После прекращения выделения воздуха открывают верхний кран фильтра и масло стекает в отдельную посуду для пробы на отсутствие механических примесей. Фильтр устанавливают и присоединяют к трансформатору,

заполненному сухим чистым маслом.

Заполнение бака трансформаторным маслом после ревизии производится через нижний кран полностью у трансформаторов малой и средней мощности

и до уровня выше изоляции активной части — у крупных трансформаторов, которые заливают полностью маслом после сборки. Трансформаторы, подлежащие сушке, заполняют маслом после завершения сушки. Вторая ревизия активной части выполняется после окончания сушки, заполнения маслом и охлаждения через 8—12 ч, чтобы изоляция трансформатора надежно пропиталась маслом. Осмотр активной части и устранение неисправностей производят в том же порядке, что и при первой ревизии.