2.2 Объем приемо-сдаточных испытаний

В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний трансформаторов включает следующие работы

. Определение условий включения трансформаторов.

. Измерение характеристик изоляции.

. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции обмоток вместе с вводами;

б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок (производят в случае осмотра активной части).

. Измерение сопротивления обмоток постоянному току.

. Проверка коэффициента трансформации.

. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов.

. Измерение тока и потерь холостого хода:

а) при номинальном напряжении;

б) при малом напряжении.

. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы. 9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением.

. Проверка системы охлаждения.

. Проверка состояния силикагеля.

. Газировка трансформаторов.

. Испытание трансформаторного масла.

. Испытание включением толчком на номинальное напряжение.

. Испытание вводов.

16. Испытание встроенных трансформаторов тока.

Общие технические требования к трансформаторам и автотрансформаторам определены ГОСТ 11677-75, в котором предусмотрены также программы приемо-сдаточных, типовых и периодических испытаний, проводимых на заводе-изготовителе. Методика испытаний регламентируется ГОСТ 3484-77, ГОСТ 22756-77, ГОСТ 8008-75. При вводе в эксплуатацию маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ•А испытываются по п.п. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14. Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ•А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности, испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по п.п. 1-8, 12, 14. Перед началом испытаний необходимо провести внешний осмотр трансформаторов, в процессе которого проверить исправность бака и радиаторов, состояние изоляторов, уровень масла, положение радиаторных кранов и крана на маслопроводе к расширителю, целость маслоуказательного стекла, заземление трансформатора.

2.3 Определение условий включения трансформаторов

Вопрос о допустимости включения трансформатора без сушки должен решаться по результатам испытаний с учетом условий, в которых находился трансформатор до и во время монтажа. При определении условий включения трансформатора следует руководствоваться инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ 16.800.723-80). Объем проверки состояния изоляции и условия включения без сушки зависит от мощности, напряжения и условий транспортировки трансформаторов.

-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью до 1000 кВ•А напряжением до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем.

Условия включения без сушки трансформаторов этой группы:

а) уровень масла - в пределах отметок маслоуказателя;

б) значение R60 /R15 не ниже 1.3 при температуре при 10-30 С;

в) характеристика масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 2;

г) если условие "а)" не соблюдено, но обмотки трансформатора и переключателей покрыты маслом, или если не выполнены условия "б)" или "в)", но в масле нет следов воды и пробивное напряжение масла ниже, чем требуемое, но не более чем на 5 кВ, дополнительно определяется отношение С2 / C50 или tgδ обмоток в масле, которые должны удовлетворять нормам, приведенным в табл. 3.

Достаточным для включения без сушки является соблюдение одной из следующих комбинаций:

для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А

) "а", "б";

) "б", "г";

) "а", "г";

для остальных трансформаторов 1-й группы

) "а", "б", "в";

) "б", "в", "г";

) "а" "в" "г";

) "а", "б", "г".

Для трансформаторов мощностью до 100 кВ•А включительно достаточно провести испытание масла только на пробивное напряжение. Кроме того, в масле не должно быть следов воды.

-я группа. В нее входят трансформаторы мощностью от 1600 кВ•А до 6300 кВ•А включительно на напряжение до 35 кВ включительно, транспортируемые с маслом и расширителем. Условия включения без сушки трансформаторов этой группы те же, что и для трансформаторов 1-й группы. Кроме того, при испытании по п. б) значение R60 должно соответствовать табл. 4.

-я группа. В эту группу входят трансформаторы мощностью 10000 кВ•А и более, транспортируемые с маслом без расширителя. Условия включения трансформаторов этой группы без сушки:

а) трансформатор должен быть герметичным;

б) характеристики масла должны соответствовать п.п. 1 - 6 табл. 3;

в) значения R60, С2 /С50 или tgδ, измеренные после заливки маслом, должны удовлетворять нормам табл. 1 или значения R60 и tgδ, приведенные к температуре изоляции при измерении этих характеристик на заводе, не должны отличаться более чем на 30% в сторону ухудшения от значений, указанных в заводском протоколе.

Таблица 1.

Характеристика изоляции	Мощность трансформатора, кВА	Температура обмотки, °С
		10	20	30	40	50	60	70
Наименьшее допустимое сопротивление изоляцииR60, Ом
	≤ 6300	450	300	200	130	90	60	40
	≥ 10000	900	600	400	260	180	120	80
Наибольшее допустимое значение tgδ	≤ 6300	1,2	1,5	2,0	2,5	3,4	4,5	6,0
	≥ 10000	0,8	1,0	1,3	1,7	2,3	3,0	4,0
Наибольшее допустимое значение отношенияС2 /C50	≤ 6300	1,1	1,2	1,3	-	-	-	-
	≥ 10000	1,05	1,15	1,25

4-я - 6-я группы. В эти группы входят трансформаторы на напряжение 110 кВ и выше всех мощностей, транспортируемые полностью залитыми маслом (4-я группа), без масла (с автоматической подпиткой азотом, 5-я группа) и частично залитыми маслом (без расширителя, 6-я группа). Для трансформаторов 4 - 6 групп производятся следующие измерения характеристик изоляции:

. Отбор пробы масла из трансформатора, испытания его в объеме сокращенного анализа, измерение tgδ масла. У трансформаторов 5-й группы производится также отбор пробы остатков масла со дна бака и проверка его пробивного напряжения.

. Определение отношения ΔС/С в начале и конце работ, при которых активная часть соприкасается с воздухом.

. Измерение сопротивления изоляции R60 и tgδ изоляции и определение отношения R60/ R15. При решении вопроса о допустимости включения трансформаторов 4-й - 6-й групп без сушки необходимо руководствоваться "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) и заводскими инструкциями.

Для трансформаторов всех групп до и во время монтажа производится внешний осмотр и проверка наличия пломб на кранах и у пробки для отбора пробы масла, проверка уровня масла в трансформаторе. В соответствии с инструкциями "Транспортирование, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию силовых трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно без ревизии их активных частей" (ОАХ 458.003-70) и "Инструкцией по транспортировке, выгрузке, хранению, монтажу и введению в эксплуатацию силовых трансформаторов общего назначения на напряжение 110 - 500 кВ" (РТМ 16.687.000-73) трансформаторы в зависимости от группы, к которой они относятся, и от характера отклонений от инструкций должны быть подвергнуты контрольному прогреву, контрольной подсушке или сушке в одном из следующих случаев:

а) при признаках увлажнения масла, с которым прибыл трансформатор, или нарушении герметичности;

б) если продолжительность хранения на монтаже без масла или без доливки масла превышает время, указанное в инструкциях;

в) если время пребывания активной части трансформатора на воздухе превышает время, указанное в инструкции;

г) если на активной части или в баке трансформатора обнаружены следы воды или значительное увлажнение изоляции;

д) если индикаторный силикагеля потерял голубой цвет;

е) если измеренные характеристики изоляции не соответствуют нормам табл. 4.

Условия включения сухих трансформаторов определяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

.4 Измерение характеристик изоляции трансформаторов

Для оценки состояния изоляции трансформатора в процессе монтажа перед пуском, после ремонта и в процессе эксплуатации проводятся следующие испытания:

 измерение сопротивления изоляции обмоток через 60 с после приложения постоянного напряжения (R_60’’);

 определение отношения значений сопротивлений изоляции, измеренных через 60 и 15с после приложения к ним постоянного напряжения (определение коэффициента абсорции K_абс=R_60’’/R_15’’);

 измерение угла диэлектрических потерь tgδ изоляции обмоток при приложении к ним переменного напряжения;

 измерение изоляционных характеристик масла: пробивного напряжения, угла

 диэлектрических потерь и влагосодержания масла;

 определение влагосодержания установленных внутри бака трансформатора образцов твердой изоляции;

 определение отношения емкостей изоляции обмоток, измеренных при приложении напряжений частоты 2 и 50 Гц (С₂/С₅₀);

 измерение прироста абсорбционной емкости (ΔС/С).

Оценка состояния изоляции производится на основании комплекса испытаний. Значения сопротивления изоляции R_60’’ и отношения R_60’’/R_15’’ позволяют выявить грубые дефекты в изоляции перед включением трансформатора под напряжение, возникшие, например, в результате местных загрязнений, увлажнения или повреждения изоляции. В сочетании с другими показателями эти характеристики позволяют оценить степень увлажнения изоляции.

Рисунок 2

Измерение сопротивления изоляции обмоток производится при температуре не ниже +10ºС мегаомметром класса 1000 В в трансформаторах класса напряжения до 35 кВ и мощностью до 16 МВ·А, и класса 2500 В с пределами измерения 0...10 000 МОм - во всех остальных. При этом за температуру изоляции в масляных трансформаторах принимают температуру масла в верхних слоях, в сухих - температуру окружающего воздуха.

Измерения сопротивления изоляции для двухобмоточного трансформатора проводятся по следующей схеме: первое измерение между обмоткой ВН и баком при заземленной обмотке НН (сокращенная запись схемы измерения ВН-бак, НН); второе: НН-бак, ВН; третье - ВН + НН-бак (рис. 11, где 1 - мегаомметр; 2 - вводы ВН; 3 - вводы НН; 4 - бак трансформатора).

Допустимые значения сопротивления изоляции R60 коэффициент абсорбции R60 /R15 тангенс угла диэлектрических потерь tgδ и отношения С2 /C50 и ΔС/С регламентируется указанной инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортировка, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию" (РТМ 1б.800.723-80). Температурный режим при проведении измерений. Характеристики изоляции допускается измерять не ранее, чем через 12 часов после окончания заливки трансформатора маслом. Характеристики изоляции измеряются при температуре изоляции не ниже 10°С у трансформаторов на напряжение до 150 кВ мощностью до 80 МВ•А и при температуре не менее нижнего значения, указанного в паспорте, у трансформаторов на напряжение выше 150 кВ или мощностью более 80 МВ•А. Для обеспечения указанной температуры трансформатор подвергается нагреву до температуры, превышающей требуемую на 10°С. Характеристики изоляции измеряются на спаде температуры при отклонении ее от требуемого значения не более, чем на 5°С. Температура изоляции определяется до измерения характеристик изоляции. В качестве температуры изоляции трансформатора, не подвергавшегося нагреву, принимается температура верхних слоев масла.

Для трансформаторов на напряжение выше 35 кВ, залитых маслом, в качестве температуры изоляции следует принимать температуру фазы "В" обмотки "ВН", определяемую по ее сопротивлению постоянному току. При нагреве трансформатора указанное сопротивление измеряется не ранее чем через 60 мин. после отключения нагрева обмотки током или через 30 мин после отключения внешнего нагрева. При определении температуры обмотки по сопротивлению постоянному току рекомендуется температуру обмотки вычислять по формуле

где Rх измеренное сопротивление обмотки при температуре tх; - сопротивление обмотки, измеренное на заводе при температуре t0 (паспортные данные трансформатора).

При определении соотношения ΔС /С трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше в качестве температуры изоляции принимается среднесуточная температура, измеренная термометром (или термопарой) на верхнем ярме магнитопровода непосредственно после измерения ΔС и С.

Перед измерением характеристик изоляции необходимо протереть поверхность вводов трансформаторов. При измерениях во влажную погоду рекомендуется применять экраны. Перед измерением характеристик изоляции измеряют значения Rиз, ΔС и С проводов, соединяющих приборы с трансформатором. Длина проводов должна быть как можно меньше, поэтому приборы нужно располагать по возможности ближе к трансформатору. Характеристики изоляции измеряют по схемам и в последовательности, указанной в табл. 1.

При измерении характеристик обмоток трансформатора R60 tgδ и масла tgδ следует учитывать поправочные коэффициенты табл. 3. При измерении все выводы обмотки одного напряжения соединяются вместе, остальные обмотки и бак трансформатора должны быть заземлены. Измерение сопротивлений R60 и R15. Измерение сопротивлений R60 и R15 проводят перед измерением остальных характеристик трансформатора. Сопротивление изоляции измеряют по схемам табл. 3 мегаомметром на 2500 В с верхним пределом измерения не ниже 10000 МОм. Измеренное значение R проводов должно быть не меньше верхнего предела измерения мегаомметра. Перед началом измерения все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин., а между отдельными измерениями - не менее, чем на 2 мин. Значения R60 изоляции, измеренные при монтаже (при заводской температуре или приведенные к этой температуре) для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом, должны быть не менее значений; для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше - не менее 70% значения, указанного в паспорте трансформатора. Значения R60, измеренные при температуре t1, на монтаже, приводят к температуре измерения t2 на заводе с помощью коэффициента К2, значения которого приведены в табл. 2

где R60 - измеренное значение R601 приведенное к температуре заводских измерений.

Значения коэффициентов для пересчета характеристик обмоток и масла. Таблица 5.

Разность температур t2-t1, °С	Значения				Разность температур		Значения
		К1	К2	К3				К1	К2	К3
1		1,03	1,04	1,04		20		1,75	2,25	2,25
2		1,06	1,08	1,08		25		2,0	2,75	2,75
3		1,09	1,13	1,13		30		2,3	3,4	3,4
4		1,12	1,17	1,17		35		-	-	4,15
5		1,15	1,22	1,22		40		-	-	5,1
10		1,31	1,5	1,5		45		-	-	6,2
15		1,51	1,84	1,84		50		-	-	7,5

Данные измерений R60 допускается пересчитывать по температуре для трансформаторов мощностью до 80 МВ А и на напряжение до 150 кВ при разности температур не более +10°С, а для трансформаторов большей мощности и на напряжение выше 150 кВ - при разности температур не более +5°С.

Для сухих трансформаторов R60 при температуре 20-30°С должно быть не ниже: при номинальном напряжении трансформатора до 1 кВ - 100 МОм; 6 кВ - 300 МОм; 10 кВ - 500 МОм. Коэффициент абсорбции R60/R15 обмоток для трансформаторов мощностью менее 10000 кВ•А, напряжением до 35 кВ включительно при температуре 10-30°С должен быть не ниже 1,3. Для остальных трансформаторов - соответствовать заводским данным.

Значение коэффициента для разности температур не указанной в таблице определяется умножением коэффициентов, сумма разности температур которых равна рассматриваемой разности (например: коэффициент, соответствующий разнице температур 8°С определяется умножением коэффициентов соответственно для разностей температур 3°С и 5°С.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tgδ. Тангенс угла диэлектрических потерь tgδ обмоток измеряют мостом переменного тока P5026 по перевернутой схеме (см. рис. 12, где Тр - испытательный трансформатор; СN - образцовый конденсатор; Сх - испытываемый объект; G - гальванометр; R3- переменный резистор; R4 - постоянный резистор; С4 - магазин емкостей.) в последовательности согласно табл. 2. Перевернутая (обратная) схема применяется для измерения диэлектрических потерь объектов, имеющих один заземленный электрод. Измерение tgδ на трансформаторах, залитых маслом, можно проводить при напряжении, не превышающем 2/3 заводского испытательного напряжения испытываемой обмотки.

Измерение tgδ при сушке трансформатора без масла допускается производить при напряжении не выше 220 В. Измерения при монтаже значения tgδ изоляции обмоток при температуре заводских испытаний или приведенное к этой температуре, если температура при измерении отличается от заводской, должно быть для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно залитых маслом, не выше значений, для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше - не более 130% паспортного значения.

Рисунок 3. Перевернутая (обратная) схема включения моста переменного тока.

Значения tgδ, приведенные к заводской температуре, не превышающие 1%, следует считать удовлетворительными без сравнения с паспортными значениями. Значения tgδ1, измеренного при температуре t, на монтаже, приводят к температуре измерения tz на заводе с помощью коэффициента К1, значения которого приведены в табл. 2

где tgδ - измеренное значение tgδ1, приведенное к температуре заводских измерений.

Данные измерений tgδ допускается пересчитывать по температуре для трансформаторов мощностью до 80 МВ•А и на напряжение до 150 кВ при разности температур не более +10°С, а для трансформаторов большей мощности и на напряжение выше 150 кВ - при разности температур не более ±5°С. При измерении характеристик изоляции необходимо учитывать влияние tgδ масла, заливаемого в трансформатор. Если tgδ масла, залитого при монтаже в трансформатор (tgδм2) находится в допустимых ГОСТом пределах, но отличается от заводского значения, фактические значения tgδф и R60 изоляции с учетом влияния tgδ масла определяются по формулам

где tgδиз и R60из - измеренные значения tgδ и R60 изоляции;

К - коэффициент приведения, имеющий приближенное значение 0,45;

tgδм2 - значение tgδ масла, залитого при монтаже, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции на монтаже с помощью коэффициента Кз;

tgδм1- значение tgδ масла, залитого на заводе, приведенное к температуре измерения характеристик изоляции на заводе о помощью коэффициента Кз (табл. 2)

если температура при измерении tgδ масла ниже температуры при измерении характеристик изоляции; tgδм1’ и tgδм2’ - измеренные значения tgδ масла, залитого соответственно на заводе и при монтаже. Измерение емкости. Значения С2/С50, измеренные на монтаже для трансформаторов на напряжение до 35 кВ включительно, залитых маслом, не должны превышать значений, указанных в табл. 4. Для трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше, транспортируемых без масла, значения ΔС/С, измеренные по прибытии трансформаторов на место монтажа, не нормируются, но должны использоваться в качестве исходных данных в эксплуатации. При измерении ΔС и С изоляции трансформаторов на напряжение 110 кВ и выше в конце монтажа до заливки маслом необходимо учитывать ЬС и С маслонаполненных вводов трансформаторов введением поправок (вычитанием значения, измеренного на не установленном вводе, из значения измеренного на трансформаторе с установленными вводами). Отношение С2/С50 и ΔС/С измеряются приборами ЕВ-3 или ПКВ-8 по схемам табл. 4. Перед измерением все обмотки должны быть заземлены не менее чем на 5 мин. Измерение емкости трансформаторов производится главным образом для определения влажности обмоток. Оно основано на том, что емкость неувлажненной изоляции при изменении частоты изменяется меньше (или совсем не изменяется), чем емкость увлажненной изоляции. Емкость изоляции принято измерять при двух частотах: 2 и 50 Гц (ΔС и С). При измерении емкости изоляции на частоте 50 Гц успевает проявиться только геометрическая емкость, одинаковая у сухой и у влажной изоляции. При измерении емкости изоляции на частоте 2 Гц успевает проявиться абсорбционная емкость влажной изоляции, в то время как у сухой изоляции она меньше и заряжается медленно. Температура при измерениях должна быть не ниже +10°С. Отношение С2/С50 для увлажненной изоляции составляет около 2, а для неувлажненной - около 1.

Определение влажности изоляции силовых трансформаторов осуществляется также по приросту емкости за 1 с. При этом методе производится заряд емкости изоляции, а затем разряды: быстрый (закорачиванием сразу после окончания заряда) и медленный (закорачиванием через 1 с после окончания заряда). В первом случае определяется емкость С, во втором случае - прирост емкости за счет абсорбционной емкости, которая успевает проявиться за 1 с у влажного трансформатора, но не успевает проявиться у сухого. У сухого трансформатора ΔС незначительна: и составляет (0,02-:0,08)•С при температуре +10°С, у влажного ΔС>>0,1°С. Обычно эти измерения производят в начале ревизии трансформатора, после подъема выемкой части и в конце ревизии, до погружения керна трансформатора в масло, а также в процессе сушки.

Отношение ΔС/С измеряют для каждой обмотки при соединении с заземленным корпусом свободных обмоток. Перед измерением испытуемую обмотку заземляют на 2-3 мин. Провода, соединяющие прибор с испытуемой обмоткой, должны быть возможно короче. Если значения ΔС и С проводов можно измерить по прибору, вносится поправка вычитанием ΔС и С проводов из результатов измерения полностью собранной схемы с испытываемым трансформатором. Величина отношения ΔС/С, измеренная в конце ревизии, и разность в % между величиной ΔС/С в конце и начале ревизии должны быть в пределах величины приведенных в табл. 6.

Величина ΔС/С увеличивается с повышением температуры. Поэтому, если за время ревизии трансформатора изменилась температура выемкой части и измерение ΔС/С в конце и начале ревизии производились при различных температурах, их необходимо перед сопоставлением привести к одной температуре путем умножения на коэффициент температурного пересчета К, значения которого представлены в табл. 3.

Определение влажности по коэффициенту абсорбции. Коэффициент абсорбции (R60 /R15) для неувлажненной обмотки при температуре 10 - 30 °С лежит в пределах 1,3 - 2,0; для увлажненной - близок к единице. Это различие объясняется разной длительностью заряда абсорбционной емкости у сухой и влажной изоляции.

Значения ДС / С, % при различных температурах. Таблица 3.

Мощность и напряжение обмотки ВН	Измерения	Температура, °С
		10	20	30	40	50
До 35 кВ включительно	В конце ревизии	13	20	30	45	75
Мощностью менее 10 МВ·А	В конце и начале ревизии	4	6	9	13,5	22

2.5 Испытание повышенным напряжением промышленной частоты

Испытание внутренней изоляции трансформатора должно производиться, как правило, на собранных трансформаторах (установлены постоянные вводы, залито масло, крышки трансформатора закрыты на болты).

Перед испытанием производится проверка сопротивления изоляции мегаомметром. Трансформаторное масло для вновь вводимых трансформаторов должно соответствовать нормам. Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается изоляция обмоток трансформатора вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 4. Продолжительность приложения нормативного испытательного напряжения 1 мин. Испытание повышенным напряжением изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно. Испытание сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 8 для аппаратов с облегченной изоляцией.

Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжением, указанным в табл. 4 лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе. Изоляция импортных трансформаторов, которую поставщик испытал напряжением ниже указанного в ГОСТ-18472-82, испытывается напряжением, значение которого устанавливается в каждом случае особо.

Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение 35 кВ аналогичны трансформаторам соответствующего класса. Изоляция линейного вывода обмоток трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, имеющих неполную изоляцию нейтрали (испытательное напряжение 85 и 100 кВ) испытывается только индуктированием, а изоляция нейтрали - приложенным напряжением;

Испытанию повышенным напряжением промышленной частоты подвергается также изоляция доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытания следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1 - 2 кВ. Продолжительность испытания 1 мин. Испытанию подвергается изоляция каждой из обмоток. Все остальные выводы других обмоток, включая выводы расщепленных ветвей обмоток, заземляют вместе с баком трансформатора. Подлежат заземлению и зажимы измерительных обмоток встроенных трансформаторов тока, выводы измерительных обкладок вводов (при наличии их на силовом трансформаторе). Схема испытания представлена на рис.13. Для защиты испытываемой обмотки от случайного чрезмерного повышения напряжения параллельно к ней присоединяется шаровой разрядник с пробивным напряжением, равным 115-120% требуемого испытательного напряжения. Последовательно с разрядником включается токоограничивающее сопротивление, служащее для защиты шаров от оплавления при пробое воздушного промежутка между ними. При производстве испытаний трансформаторов температура изоляции обмоток не должна быть выше 40 С. Контроль величины испытательного напряжения должен производиться на стороне высшего напряжения испытательного трансформатора с помощью электростатического киловольтметра, например типа С-96, С-196. Исключение могут составлять силовые трансформаторы небольшой мощности с номинальным напряжением до 10 кВ включительно. Для них допускается испытательное напряжение измерять вольтметром, включая его на стороне НН испытательного трансформатора. Класс точности низковольтного вольтметра должен быть 0,5. Подъем напряжения при производстве испытаний допускается производить сразу до 50% испытательного, а затем плавно до полного значения со скоростью порядка 1 - 1,5% испытательного напряжения в 1 с. После выдержки в течение требуемого времени (1 мин.) напряжение плавно снижается в течение времени порядка 5 с до значения 25% или менее испытательного, после чего цепь размыкается. Внутренняя изоляция масляного трансформатора считается выдержавшей испытание на электрическую прочность, если при испытании не наблюдалось пробоя или частичных нарушений изоляции, которые определяются по звуку разрядов в баке, выделению газа и дыма и по показаниям приборов (амперметра, вольтметра).

Рисунок 4. Схема испытания главной изоляции повышенным напряжением

Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных).

Таблица 4.

Класс напряжения обмотки, кВ	Испытательное напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ, для изоляции
	нормальной	облегченной
до 0,69 3 6 10 15 20 35 110 150 220 330 500	4,5 16,2 22,5 31,5 40,5 49,5 76,5 180 207 292,5 414 612	2,7 9 14,4 21,6 33,3 45 -

Заводское испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток трансформатора. Таблица 5.

Объект испытания	Испытательное напряжение, кВ, при номинальном напряжении испытываемой обмотки, кВ
	до 0,69	3	6	10	15	20	35
Трансформаторы с нормальной изоляцией и вводами на номинальное напряжение	5	18	25	35	45	55	85
Трансформаторы с облегченной изоляцией, в том числе сухие	3	10	16	24	37	-	-

Измеряются междуфазные сопротивления на всех ответвлениях обмоток всех фаз, если для этого не потребуется выемки сердечника. При наличии нулевого провода дополнительно измеряется одно из фазных сопротивлений. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя. Измерением сопротивления постоянному току обмоток силовых трансформаторов выявляются дефекты: в местах соединений ответвлений к обмотке; в местах соединений выводов обмоток к выводам трансформатора; в местах соединения отпаек к переключателю; в переключателе - в контактах переключателя и его сочленениях; обрывы в обмотках (например, в проводах параллельных ветвей).

Измерения сопротивления постоянному току производятся мостовым методом или методом амперметра-вольтметра (см. рис. 5).

Метод амперметра-вольтметра. Измерения производятся приборами с классом точности 0,5. Пределы измерений приборов должны быть выбраны такими, чтобы отсчеты проводились во второй половине шкалы. Величина тока не должна превышать 20% номинального тока объекта измерения во избежание искажения результатов измерения из-за нагрева. Для исключения ошибок, обусловленных индуктивностью обмоток, сопротивление нужно измерять при полностью установившемся токе.

Рисунок 5. Схема измерения сопротивления постоянному току обмоток трансформатора методом амперметра-вольтметра. а - для малых сопротивлений; б - для больших сопротивлений.

При измерениях сопротивления обмотки, обладающей большой индуктивностью, методом амперметра-вольтметра рекомендуется применять схему измерения, позволяющую снизить время установления тока в измерительной цепи временной формировкой тока. Это достигается шунтированием реостата (или части его) в течение нескольких секунд. Сопротивление реостата берут не менее чем в 8 - 10 раз большее, чем сопротивление обмотки.

Мостовой метод. Измерения производятся мостами типа Р333, Р369, MО-70, P329. При измерении сопротивления мостами в цепь питания рекомендуется включать дополнительное сопротивление снижая тем самым постоянную времени цепи, что ведет к уменьшению времени установления тока. В этих случаях для получения необходимого тока должна быть применена аккумуляторная батарея более высокого напряжения. Во избежание повреждения моста, гальванометр включают при установившемся значении тока, а отключают до отключения тока. Сопротивление постоянному току измеряется для всех ответвлений обмоток всех фаз. При наличии выведенной нейтрали измерение производится между фазовым выводом и нулевым. Измеренное линейное значение сопротивления между линейными выводами пересчитывается на фазное по формулам при соединении обмоток трансформатора в звезду

при соединении обмоток трансформатора в треугольник

где Rф, - приведенное фазовое сопротивление; Rизм - измеренное сопротивление между линейными выводами.

Сопротивления обмоток постоянному току различных фаз на одноименных ответвлениях не должны отличаться друг от друга или от предыдущих (заводских) результатов измерений более чем ±2%. Кроме того, должна соблюдаться одинаковая по фазам закономерность изменения сопротивления постоянному току по ответвлениям в различных положениях переключателя. Этим проверяется правильность подсоединения ответвлений к переключателю и его работы. Особое внимание необходимо обращать на закономерность изменения сопротивления постоянному току по отпайкам в трансформаторах с переключателями под нагрузкой. Нарушения закономерности по фазам и между фазами у трансформаторов с РПН могут иметь место из-за неправильного сочленения валов переключателя и работы его привода, а также из-за неправильного подсоединения отпаек обмоток к переключающему устройству. Результаты измерений сопротивления постоянному току должны сравниваться только при одной и той же температуре.

Пересчет сопротивления на другую температуру производят по формуле

где R1 - сопротивление, измеренное при температуре t1, R2- сопротивление, приводимое к температуре t2;

К - коэффициент равный 245 для обмоток из алюминия, и 235 - из меди.

За температуру обмотки масляных трансформаторов полностью собранных и залитых маслом принимается установившаяся температура верхних слоев масла. Для сухих трансформаторов и сердечников масляных трансформаторов, вынутых из масла, за температуру обмотки может быть принята температура окружающего воздуха, если трансформатор находился в данных условиях не менее 12 час.

Средние значения фазных сопротивлений обмоток трансформатора постоянному току при t=20°С. Таблица 6.

Мощность, кВ·А	Тип	Напряжение, кВ
		0,4	3	6	10	35	110	220
1	2	3	4	5	6	7	8	9
10	ТМ	0,18	15,0	60,0	100,0	-	-	-
20	ТМ	0,08	6,0	25,0	67,0	-	-	-
25	ТСМ	-	-	33,0	-	-	-	-
30	ТМ	0,25	-	-	40,0	-	-	-
50	ТМ	0,03	2,0	10,0	26,0	-	-	-
50	ТМА	0,025	-	8,75	-	-	-	-
100	ТМ	0,45	0,9	3,6	10,0	-	-	-
180	ТМ	0,008	0,54	1,5	5,1	-	-	-
180	ТМА	0,01	-	1,27	3,6	-	-	-
250	ТМ	-	-	1,54	-	-	-	-
250	ТМА	0,003	-	0,9	4,4	-	-	-
320	ТМ	0,004	0,23	0,8	2,5	-	-	-
320	ТМА	0,003	-	0,6	1,5	-	-	-
400	ТМ	0,02	0,1	-	-	-	-	-
560	ТМ	0,002	-	0,3	0,8	-	-	-
560	ТМА	0,001	-	-	0,8	-	-	-
630	ТМ	-	-	0,7	-	-	-	-
1000	ТМ	0,0008	-	0,17	0,7	-	-	-
1000	TCЗC	0,0006	-	-	0,26	-	-	-
1800	ТМ	0,004	-	-	0,3	-	-	-
3200	ТМ	-	-	0,25	0,16	-	-	-
4000	ТМ	-	-	0,08	0,09	-	-	-
5600	ТМ	-	-	0,03	0,07	-	-	-
10000	ТДМ	-	-	0,017	0,007	-	4,15	-
10000	ТДТ	-	-	-	0,57	0,424	4,40	-
15000	ТДГ	-	0,005	-	-	-	2,9	-
15000	ТДНГ	-	0,004	-	-	-	3,0	-
16000	ТДНГ	-	-	0,015	-	2,1	-	-
31500	ТДНГ	-	-	0,012	-	1.1	-	-
40000	ТРДЦ	-	-	-	-	-	-	-
40500	ТДГ	-	-	-	-	-	-	-
60000	ТДГ	-	-	-	-	-	-	-
90000	ТДГН	-	-	0,003	-	-	-	0,75
240000	АТЦТГ	-	-	-	0,0048	-	0,145	0,299

.6 Проверка коэффициента трансформации

Коэффициент трансформации силовых трансформаторов определяют для проверки соответствия паспортным данным и правильности подсоединения ответвлений обмоток к переключателю. Проверка производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентом трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

Из предусмотренных ГОСТ-3484-77 методов определения коэффициента трансформации в практике наладочных работ используется метод двух вольтметров. По этому методу к одной из обмоток трансформатора подводится напряжение и двумя вольтметрами одновременно измеряется подводимое напряжение и напряжение на другой обмотке трансформатора. Подводимое напряжение не должно превышать номинальное и в то же время должно составлять не менее 1% номинального напряжения. Для трехфазных трансформаторов измерения можно проводить при трехфазном и однофазном возбуждении. При испытаниях трехфазных трансформаторов измеряют линейные напряжения на одноименных зажимах обоих обмоток. Если возможно измерить фазные напряжения, то коэффициент трансформации можно определить по фазным напряжениям одноименных фаз. При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда-треугольник коэффициент трансформации измеряют с поочередным закорачиванием одной из фаз, соединенных в треугольник. Измерения проводятся на свободной паре фаз. Коэффициент трансформации определяется по формулам

где k1ф, k2ф,kЗф фазные коэффициенты трансформации; UАВ, UВС, UАС, Uab, Ubc, Uac - измеренные напряжения на обеих обмотках трансформатора.

Переход к линейному коэффициенту трансформации осуществляется по формуле

При однофазном возбуждении трансформатора с соединением обмоток звезда с нулевым выводом - треугольник напряжение подводится поочередно к каждой фазе, при этом не нужно закорачивать фазы. В этом случае определяется фазный коэффициент трансформации

Схемы измерения коэффициентов трансформации однофазных трансформаторов и трехфазных с различными схемами соединения обмоток приведены на рис. 15, где а - однофазных; б - трехфазных по трехфазной схеме возбуждения; в - трехфазных с соединением обмоток Υ/ Υ по однофазной схеме возбуждения; г - трехфазных с соединением обмоток Υ/Δ по однофазной схеме возбуждения; д - трехфазных с соединением обмоток Υ/Δ, по однофазной схеме возбуждения. Коэффициент трансформации находят для всех ответвлений обмоток и всех фаз. При испытаниях трехобмоточных трансформаторов достаточно определить коэффициент трансформации для двух пар обмоток.

Рисунок 6. Схемы измерения коэффициента трансформации силовых трансформаторов.

.7 Проверка группы соединений трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов

Группа соединения обмоток трансформатора характеризует угловое смещение векторов линейных напряжений обмотки НН относительно векторов линейных напряжений обмотки ВН. Проверка производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.

Проверить группу соединений обмоток трансформатора можно одним из следующих методов: двух вольтметров, фазометра (прямой метод), постоянного тока. Наибольшее распространение получил метод постоянного тока.

Метод постоянного тока. В соответствии с данным методом проверка группы соединения трехфазных трансформаторов производится следующим образом.

К одной паре зажимов обмотки ВН, например к зажимам "А-С", подключают кратковременно источник постоянного тока (аккумулятор) напряжением 2-12 В, а к зажимам обмотки НН "а-в", "в-с", "а-с" поочередно подключают магнитоэлектрический вольтметр (гальванометр) и определяют полярность выводов.

Для определения полярности необходимо произвести девять измерений для трех случаев питания обмотки ВН: "А-В", "В-С", "С-А". При этом надо определить отклонение стрелки прибора, подключенного поочередно к выводам НН: "а-в", "в-с", "с-а" (первая буква указывает, что к ней должен быть присоединен "плюс" батареи или прибора). Отклонение стрелки гальванометра вправо обозначается знаком плюс, влево - минус. Полученные результаты сравнивают с данными, приведенными в табл. 11. При сборке схемы следует строго следить за тем, чтобы подключение батареи и гальванометра к зажимам трансформатора было выполнено по признакам полярности (см. рис. 7).

Аналогичный метод используется для однофазных трансформаторов, а также для трехфазных - при выведенной нулевой точке обмоток и при соединении обмоток Δ/Δ, когда соединение в треугольник выполняется вне бака трансформатора. Группу соединений определяют по схеме рис. 17 путем поочередной проверки полярности зажимов "А-Х" и "а-х" магнитоэлектрическим вольтметром (нулевым гальванометром) при подведении к зажимам "А-Х" напряжения постоянного тока 2 - 12 В. Полярность зажимов "А-Х" устанавливают при включении тока. После проверки полярности зажимов "А-Х" вольтметр отсоединяют, не отсоединяя питающего провода, и присоединяют его к зажимам "а-х". Полярность зажимов "а-х" определяют в момент включения и отключения тока. Если полярность зажимов "а-х" при включении тока совпадает с полярностью зажимов "А-Х", а при отключении - противоположна, то трансформатор имеет группу соединения 0, в противном случае - группу соединения б. Желательно, чтобы гальванометр имел нуль посередине шкалы. Можно пользоваться прибором, имеющим нуль с краю шкалы, но при этом необходимо стрелку сдвинуть с нуля поворотом корректора.

Рисунок 7. Схема проверки группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов методом импульсов постоянного тока.

Рисунок 8. Схема проверки группы соединения обмоток однофазных трансформаторов методом импульсов постоянного тока.

При возникновении сомнения в правильности обозначения зажимов гальванометра, их полярность можно установить, подключив к гальванометру через большое сопротивление элемент батареи. Плюсовым зажимом гальванометра будет тот, при подключении к которому плюса элемента стрелка гальванометра отклонится вправо. При отсутствии на месте измерения сопротивления достаточной величины, гальванометр можно загрубить путем его шунтирования медным проводом диаметром 0.1 - 0.5 мм. Следует иметь в виду, что отсчет отклонения стрелки прибора на выводах НН необходимо производить в момент замыкания выводов обмотки ВН на батарею. В противном случае это приведет к ошибочным данным (в момент размыкания цепи батареи показания прибора на стороне НН будут обратными).

Результаты опыта сводятся в таблицу, в которой отклонение стрелки вправо отмечается знаком плюс (+), влево - знаком минус (-), а отсутствие отклонения - нулем (0). Табл. 7 составлена при условии, что плюсовой вывод источника тока и плюсовой зажим гальванометра подключаются к зажиму, обозначенному в таблице первым. Так, например, при определении отклонения стрелки гальванометра, подключенного к зажимам "с-а", при подаче питания на зажим "А-В" "плюс" гальванометра должен быть подключен к зажиму "с" трансформатора, а "Плюс" источника питания к зажиму "А" трансформатора.

Показания гальванометра при определении группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов

Таблица 7.

Питание подведено к зажимам	Отклонение стрелки гальванометра, присоединенного к зажимам
		аb	bс	са		аb	bc	са		аb	bс	са
	для группы 0				для группы 4				для группы 8
АВ		+	-	-		-	-	+		-	+	-
ВС		-	+	-		+	-	-		-	-	+
СА		-	-	+		-	+	-		+	-	-
	для группы 6				для группы 10				для группы 2
АВ		-	+	+		+	+	-		+	-	+
ВС		+	-	+		-	+	+		+	+	-
СА		+	+	-		+	-	+		-	+	+
	для группы 11				для группы 3				для группы 7
АВ		+	0	-		0	-	+		-	+	0
ВС			+	0		+	0	-		0	-	+
СА		0	-	+		-	+	0		+	0	-
	для группы 1				для группы 5				для группы 9
АВ		+	-	0		-	0	+		0	+	-
ВС		0	+	-		+	-	0		-	0	+
СА		-	0	+		0	+	-		+	-	0

Прямой метод (фазометром). Последовательную обмотку однофазного фазометра через реостат подключают к зажимам одной из обмоток, а параллельную обмотку - к одноименным зажимам другой обмотки испытываемого трансформатора К одной из обмоток трансформатора подводят напряжение, достаточное для нормальной работы фазометра. По измеренному углу определяют группу соединений обмоток. При определении группы соединений трехфазных трансформаторов проводят не менее двух измерений (для двух пар соответствующих линейных зажимов трансформатора). Схема проверки представлена на рис.18. Метод двух вольтметров. При проверке группы соединения этим методом соединяют зажимы "А" и "а" испытываемого трансформатора подводят к одной из обмоток напряжение и измеряют последовательно напряжения между зажимами "Х-х" при испытании однофазных трансформаторов и между зажимами "в-В", "в-с" и "с-В" при испытании трехфазных трансформаторов. Измеренные напряжения (см. рис. 19) сравнивают с вычисленными по формулам табл. 8.

.8 Измерение тока и потерь холостого хода

В соответствии с требованиями ПУЭ производится одно из измерений: а) при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется;

Рисунок 9. Схема проверки группы соединения обмоток силового трансформатора методом фазометра

Рисунок 10. Схемы проверки группы соединения обмоток силовых трансформаторов методом двух вольтметров.

Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения). Опытом холостого хода трансформатора называется включение одной из его обмоток (обычно низкого напряжения) под номинальное напряжение. Потребляемый при этом ток называют током холостого хода Iхх (обычно выражают в % от Iном).

Векторные диаграммы и расчетные формулы для определения группы соединения силовых трансформаторов. Таблица 8.

Группа соединения	Угловое смещение ЭДС, 0	Возможное соединение обмоток и векторная диаграмма линейных ЭДС	Ub-B(Ux-X)	Ub-C	Uc-B
			Номер формулы
0	0	ΥΥ; ΔΔ; ΔΖ	1	2	2
1	30	ΥΔ; ΥΔ; ΔΖ	3	3	4
11	330	ΥΔ; ΔΥ; ΥΖ	3	4	3

Примечание: Формулы табл. 12

где U2 > и Кл соответственно линейное напряжение на зажимах обмотки низшего напряжения и линейный коэффициент трансформации.

Потребляемую при этом активную мощность называют потерями холостого хода Рхх (кВт). Эта мощность расходуется, в основном, на перемагничивание электротехнической стали (потери на гистерезисе) и на вихревые токи. Ток и потери холостого хода являются паспортными данными силовых трансформаторов.

Потери холостого хода трансформаторов Рхх, измеренные при нормальной частоте и весьма малом возбуждении (порядка нескольких процентов от номинального напряжения трансформатора), можно пересчитать к потерям холостого хода при номинальном напряжении по формуле

где Р’хх= Ризм - Рпр потери, измеренные при подводимом при измерении напряжении (возбуждении) U;

Рпр и Ризм - соответственно мощность, потребляемая приборами и суммарные потери в трансформаторе и приборах. - показатель степени, равный для горячекатаной стали 1,8; для холоднокатаной стали - 1,9.

Заводы-изготовители производят измерения потерь холостого хода при номинальном напряжении и при малом (обычно 380 В) напряжении. Измерение потерь холостого хода может быть произведено также при напряжении, равном 5 - 10% номинального. Отличие полученных значений потерь от заводских данных должно быть не более 10% для однофазных и не более 5% для трехфазных. Измерение потерь холостого хода производится при напряжении и по схемам, указанным в протоколе испытания завода-изготовителя. Если завод-изготовитель производил измерения потерь холостого хода только при номинальном напряжении трансформатора, то следует измерение потерь холостого хода произвести при напряжении 380 В и выполнить пересчет их к номинальному напряжению по формуле, указанной выше. В дальнейшем измерение потерь холостого хода следует производить при напряжениях 380 В. У исправных трехфазных трехстержневых трансформаторов соотношение потерь, как правило, не отличается от соотношений, полученных на заводе-изготовителе, более чем на 5%. Для трансформаторов, имеющих переключающее устройство с токоограничивающим реактором, дополнительно производится опыт холостого хода на промежуточном положении "Мост". Измерение потерь холостого хода при напряжении 380 В следует производить до измерения сопротивления обмоток постоянному току и прогрева трансформатора постоянным током. При измерении потерь и тока холостого хода следует применять измерительные приборы класса точности 0,5. Для измерений могут использоваться переносные измерительные комплекты типа К-50 (К-51).

При измерении потерь и тока холостого хода при номинальном напряжении обмоток выше 0,4 кВ рекомендуется применять измерительные трансформаторы класса точности 0,2. Потери холостого хода трехфазных трехстержневых трансформаторов измеряют при трехфазном или однофазном возбуждении. При трехфазном возбуждении измерения производят двумя однофазными ваттметрами или одним трехфазным ваттметром (см. рис. 20). Измеренные потери определяются как алгебраическая сумма потерь, измеренных каждым ваттметром. Потери в трансформаторе определяют как разность измеренных суммарных потерь и потерь в приборах (см. рис. 21), поскольку потери в приборах могут быть соизмеримы с потерями холостого хода.

Рисунок 11. Схемы включения приборов при проведении опыта холостого хода силовых трансформаторов, для однофазных трансформаторов

Ток холостого хода трансформатора определяют как среднеарифметическое значение токов трех фаз. При измерении потерь холостого хода при однофазном возбуждении напряжением 380 В проводят три опыта с приведением трехфазного трансформатора к однофазному путем поочередного замыкания накоротко одной из его фаз и возбуждении двух других фаз. Первый опыт - замыкают накоротко обмотку фазы А, возбуждают фазы В и С трансформатора и измеряют потери. Второй опыт - замыкают накоротко обмотку фазы В, возбуждают фазы А и С трансформатора и измеряют потери.

Рисунок 12. Схемы измерения потерь холостого хода в трехфазных трансформаторов. а - для измерения суммарных потерь; б - для измерения потерь в приборах.

Соединение первичной обмотки в треугольник

Соединение первичной обмотки в звезду с выведенной нулевой точкой

Группа соединения Υ0/Δ.

Рисунок 13.а. Схемы возбуждения трехфазных трансформаторов

Третий опыт - замыкают накоротко обмотку фазы С, возбуждают фазы А и В трансформатора и измеряют потери.

Группа соединения Y/Δ

Группа соединения Υ/Υ

Рисунок 13.б. Схемы однофазного возбуждения трехфазных трансформаторов

Обмотки любой фазы замыкают накоротко на соответствующих выводах одной из обмоток трансформатора. Схемы однофазного возбуждения трехфазного трансформатора для измерения потерь при малом напряжении для различных групп соединений приведены на рис. 22. Потери в трансформаторе при напряжении U’

где U’ - приложенное напряжение при замерах потерь холостого хода; P’0АВ, Р’0ВС, Р’0АС - потери, определенные при указанных выше опытах (за вычетом потерь в приборах) при одинаковом значении подводимого напряжения.

Приведенные к номинальному напряжению потери трансформатора измеренные при некотором малом напряжении U’ определяются

где n - зависит от сорта трансформаторной стали: для горячекатаной 1,8; для холоднокатаной 1,9.

При отсутствии дефектов и одинаковых значениях подведенного напряжения, приближенные соотношения между значениями фазовых потерь будут следующими:

при соединении возбуждаемой обмотки в звезду (с доступной нейтралью) или треугольник потери, измеренные при подведении питания к выводам обмоток фазы "А" и "С" практически одинаковы и, как правило, не менее чем на 25% больше потерь, измеренных при подведении питания к выводам обмотки средней фазы "В";

при соединении возбуждаемой обмотки в звезду без доступной нейтрали потери, измеренные при подведении питания к выводам "АВ" и "ВС", практически одинаковы, а потери, измеренные при подведении питания к выводам "АС" на 25% больше потерь, измеренных при подведении питания к выводам "АВ" и "ВС". Необходимо иметь ввиду, что если измеряют потери у нескольких одинаковых трансформаторов (одинаковая трансформаторная сталь и одинаковая величина подводимого напряжения), то у сравниваемых трансформаторов одинаковым значениям потерь холостого хода при номинальном напряжении (указанным заводом-изготовителем), должны соответствовать приблизительно одинаковые значения потерь при малом напряжении.

.9 Приёмо-сдаточная документация

Для сдачи трансформатора в эксплуатацию необходимо оформить:

) комплект технической документации завода-изготовителя, на основании которой был выполнен монтаж;

) акт о приемке фундамента трансформатора под монтаж;

) акт о приемке силового трансформатора в монтаж;

) протокол определения возможности ввода в эксплуатацию трансформатора без ревизии активной части;

) протокол ревизии трансформатора (если она производилась);

) протокол измерений характеристик изоляции;

) протокол сушки трансформатора (если она производилась);

) протокол испытания и промывки охлаждающих устройств трансформатора (радиаторов, системы маслоохлаждения "ДЦ");

) протокол анализа физико-химических свойств трансформаторного масла;

) протоколы проверки в лаборатории газового реле, реле уровня масла, термометрических сигнализаторов (термометров) и всех измерительных приборов;

) протоколы испытаний вводов (маслонаполненных и др.) и защитных устройств;

) протоколы испытания трансформатора;

) протокол испытания на плотность полностью смонтированного трансформатора давлением столба масла.

Указанная выше документация обеспечивается:

монтажным управлением - документы 1, 2, 7, 8, 13;

наладочной организацией - документы 11, 12;

монтажной и наладочной организациями - документы 3, 4, 5, 6;

предприятием-заказчиком - документы 9, 10.

Протокол испытаний трансформатора и протокол фазировки приведён в приложении 8.

.

Эксплуатация электрооборудования

.1 Обслуживание электрооборудования

Техническое обслуживание (ТО) включает регулярные осмотры электрического и элeктpoмexaничecкoгo оборудования в соответствии с рекомендациями завода-изготовителя, проводимые по графику. В состав ТО входят также ремонты оборудования. Поскольку ТО проводится на неработающем оборудовании, то графики ТО должны быть согласованы с графиками работы основного технологическое оборудования.

Электрическое и электромеханическое оборудование делится на основное и вспомогательное.

Основное оборудование - оборудование, без которого невозможно проведение нормального технологического процесса по выпуску продукции.

Вспомогательное оборудование - электрическое и электромеханическое оборудование, служащее для улучшения условий труда и повышения его производительности а также для соблюдения экологических или иных нормативов производства. Его отказ не приводит к перерывам в основном технологическом процессе.

Основная цель ТО заключается в обеспечении надежной работы, исключающей поломки и отказы оборудования.

Однако аварии могут происходить и вследствие нарушения стандартов качества электрической энергии, содержащихся в ГОСТ 13109 - 97. Аварии и отказы приводят к материальным и экономическим затратам.

Поэтому выявление причин отказов и аварий также является задачей эксплуатации.

Для этого необходимо проводить мониторинг качества электроэнергии, чтобы энергоснабжающие компании несли свою долю ответственности.

Стоимость ТО входит в себестоимость готовой продукции.

Существуют три системы ТО:

 практически без обслуживания;

 планово-предупредительная система обслуживания и ремонтов (ППР);

 обслуживание с ремонтами по мере необходимости.

Первый вид ТО применяется к вспомогательному электрооборудованию типа освещения, вентиляции и электронагревательных устройств. Стоимость такого оборудования невелика, что позволяет проводить в случае надобности его замену.

Второй вид ТО является основным и применяется для основного и большей части вспомогательного оборудования. ППР предусматривает плановые осмотры и ремонты оборудования.

Недостатком ППР является возможность отправки в ремонт исправного оборудования, поскольку оценка его износа осуществляется косвенным путём по количественным показателям. Так, для коммутационных аппаратов критерием износа служит число отключений (включений) без учета токов отключения, которые и определяют их износ. Для электрических машин и трансформаторов критерием является время работы без учета реальной нагрузки и т. д.

Третий вид ТО обеспечивает необходимый уровень надежности работы оборудования. ТО требует мониторинга режимов работы оборудования, а также контроля условий окружающей среды. Мониторинг осуществляется с помощью системы датчиков, сигналы от которых передаются на микропроцессоры и далее на ЭВМ пункта управления. Последняя с помощью математических моделей надежности обрабатывает полученную информацию и выдает данные по уровню надежности и необходимости ремонта оборудования. Достоинством этого вида ТО является выведение из эксплуатации оборудования, ремонт которого объективно необходим.

Контроль режима работы.

Периодический контроль осуществляется путем проверки нагрузки, уровня напряжения и температуры масла с помощью измерительных приборов. Результаты фиксируются в суточной ведомости: на электростанциях и подстанциях измерения производятся с периодичностью в один-два часа; на подстанциях без дежурного персонала - при каждом посещении объекта оперативным персоналом или методом телеизмерений.

Визуальный контроль состояния трансформатора

Все трансформаторы подвергаются периодическому внешнему осмотру.

Плановые осмотры главных трансформаторов электростанций и подстанций, трансформаторов в зоне загрязнения производятся не реже одного раза в сутки, с постоянным дежурством оперативного персонала и не реже одного раза в месяц без постоянного дежурства; остальные трансформаторы должны осматриваться не реже одного раза в неделю и одного раза в шесть месяцев на трансформаторных пунктах.

При плановом осмотре проверяются:

 состояние внешней изоляции - вводов трансформатора, разрядников и опорных изоляторов (целостность фарфора, степень загрязнения поверхности);

 целостность мембраны выхлопной трубы;

 состояние доступных уплотнений фланцевых соединений;

 отсутствие течи масла;

 состояние доступных для наблюдения контактных соединений.

По маслоуказателям определяют уровень масла в баке трансформатора и расширителе, а также обращают внимание на цвет масла. Потемнение масла может свидетельствовать, например, о термическом разложении вследствие повышенного нагрева. Через смотровое стекло осматривается индикаторный силикагель в воздухоосушителях бака трансформатора и вводов. Изменение цвета от голубого до розового свидетельствует об увлажнении сорбента и необходимости перезарядки воздухоосушителя.

Показателем состояния трансформатора может служить характер издаваемого им шума (при остановленных вентиляторах), потрескивание или щелчки, которые могут быть связаны с разрядами в баке (например, из-за обрыва заземления активной части).

Осмотры трансформатора следует проводить в светлое время суток. В темноте выявляются дефекты, сами являющиеся источниками свечения: нагрев контактов, коронные разряды по поверхности изоляции и др.

Внеочередные осмотры производятся при экстремальных атмосферных условиях: резкое снижение температуры, ураган, сильный снегопад, гололед. Проверяются уровень масла, состояние вводов, системы охлаждения.

Внеочередные осмотры проводятся после короткого замыкания обмоток (КЗ) или при появлении сигнала газового реле. В первом случае проверяется состояние токоведущих цепей, а также изоляторов, перенесших воздействие динамических нагрузок, во втором - состояние газового реле и его цепей.

Устройства релейной защиты, автоматики и сигнализации. Должны реагировать на две группы событий: повреждение трансформатора и аварийные режимы работы.

К повреждениям, вызывающим срабатывание релейной защиты, относятся межфазные и однофазные замыкания в обмотках и на выводах, витковые замыкания в обмотках, частичный пробой изоляции вводов, а также повреждения, связанные с выделением газа и повышением давления в баке трансформатора и регулировочного устройства.

К аварийным режимам, на которые должны реагировать защиты трансформаторов, относятся появление сверхтоков, обусловленных внешними КЗ либо перегрузками, а также понижение уровня масла. Устройства релейной защиты устанавливаются в том же помещении, в котором находится щит управления, на специальных панелях.

Для защиты трансформатора применяются:

 дифференциальная защита. Является защитой мощных трансформаторов от внутренних повреждений; работает при КЗ внутри зоны, ограниченной двумя комплектами трансформаторов тока (принцип действия основан на сравнении значений и направления токов);

 токовая отсечка без выдержки времени. Устанавливается на трансформаторах небольшой мощности; является самой простой быстродействующей защитой от внутренних повреждений;

 защита от сверхтоков внешних КЗ (наиболее простой защитой этого вида является максимальная токовая защита);

 защита от перегрузки. Выполняется с действием на сигнал и состоит из реле тока и реле времени.

Широкое распространение получила газовая защита. Внутренние повреждения трансформатора сопровождаются разложением масла и других изоляционных материалов с образованием летучих газов. Газы поднимаются и попадают в расширитель через газовое реле, установленное на маслопроводе, соединяющем расширитель с баком.

.2 Персонал. Его обязанности

Персонал электротехнический - Административно-технический, оперативный, оперативно-ремонтный, ремонтный персонал, организующий и осуществляющий монтаж, наладку, техническое обслуживание, ремонт, управление режимом работы электроустановок.

Подготовленный электротехнический персонал должен осуществлять эксплуатацию электроустановок.

Электротехнический персонал предприятий подразделяется на административно-технический, оперативный, ремонтный и оперативно-ремонтный.

Административно-технический персонал организует оперативные переключения, ремонтные, монтажные и наладочные работы в электроустановках, и принимает в этих работах непосредственное участие. Административно-технический персонал имеет права оперативного, ремонтного или оперативно-ремонтного персонала.

Оперативный персонал осуществляет оперативное управление электрохозяйством предприятия, цеха, а также оперативное обслуживание электроустановок. К оперативному обслуживанию относится осмотр и техническое обслуживание электроустановок, проведение оперативных переключений, подготовка рабочего места, допуск к работам и надзор за работающими.

Ремонтный персонал выполняет все виды работ по ремонту, реконструкции и монтажу электрооборудования. К категории ремонтного относится персонал специализированных служб - испытательных лабораторий, служб автоматики и контрольно-измерительных приборов, в обязанности которого входит проведение испытаний, измерений, наладка и регулировка электроаппаратуры и т.д.

Оперативно-ремонтный, это персонал производственных цехов и участков, специально обученный и подготовленный для выполнения оперативных работ на закреплённых за ним электроустановках.

Работники из электротехнического персонала, не достигшие 18- летнего возраста, к работе в электроустановках не допускаются.

Практикантам из институтов, техникумов, профессионально-технических училищ, не достигшим 18-летнего возраста, разрешается пребывание в действующих электроустановках под постоянным надзором лица из электротехнического персонала с группой по электробезопасности не ниже III в установках напряжением до 1000 В и не ниже IV в установках напряжением выше 1000 В. Допускать к самостоятельной работе практикантов, не достигших 18-летнего возраста, и присваивать им группу по электробезопасности III и выше запрещается.

Основными обязанностями работников энергетических предприятий, обслуживающих электрические объекты, являются: обеспечение бесперебойного энергоснабжения потребителей, надежной работы оборудования и сетей; поддержание необходимых частоты напряжения электрического тока; обеспечение максимальной экономичности работы энергопредприятия по рациональному расходованию энергоресурсов, эффективности производства, передаче и распределению энергии.

Для поддержания энергооборудования в исправном техническом состоянии разработаны и применяются системы плановых ремонтов, так как в процессе эксплуатации электрическое оборудование изнашивается и устаревает.

.

Ремонт силовых трансформаторов

.1 Общая часть

Износ электрооборудования по своему характеру и причинам, вызывающим его, условно разделяют на механический, электрический и моральный.

Механическому износу под действием трения или в результате корродирования подвергаются подвижные части и детали электрооборудования (контакты аппаратов, детали механизма привода и т. п.).

Потеря электроизоляционных свойств деталями в результате воздействия на изоляцию повышенных температур при перегрузках или чрезмерно длительной работы электрооборудования влечет за собой выход из строя частей аппаратов (катушек, обмоток, изолирующих деталей и т. д.) из-за пробоя изоляции и витковых замыканий.

При нормальной эксплуатации электрооборудование распределительных устройств и подстанций может работать много лет. За это время исправное электрооборудование может "устареть" и его дальнейшая эксплуатация становится нецелесообразной, так как появляется новое, более совершенное и экономичное аналогичное оборудование.

Преждевременный износ отдельных частей и деталей электрооборудования, как правило, является следствием неудовлетворительного обслуживания или плохо проведенного ремонта. Это может создать аварийную ситуацию в электрической сети или привести к выходу электрооборудования из строя. Поэтому предупреждение преждевременного износа и обеспечение рабочего состояния оборудования является одной из основных задач технического обслуживания электрооборудования.

Поддержание энергетического оборудования на предприятиях в должном техническом состоянии осуществляется путем планомерно проводимых технических и организационных мероприятий профилактического характера, т. е. системой планово-предупредительного ремонта (ППР).

Системой ППР в зависимости от режимов работы электрооборудования и условий его эксплуатации устанавливается чередование, периодичность и объемы технических обслуживании и ремонтов электрооборудования с учетом обеспечения бесперебойной работы предприятия и безопасного ведения работ. Планово-предупредительный ремонт включает в себя работы по уходу, межремонтному обслуживанию и проведению текущих и капитальных ремонтов электрооборудования.

Проведение ремонтов электрооборудования, предусмотренных системой ППР, обеспечивает снижение издержек на его содержание, уменьшает количество и время простоев, число аварий, повышает надежность работы и качество ремонта.

Организация ремонта и обслуживание оборудования на предприятии может проводиться централизованно и децентрализованно.

Централизованная система характеризуется тем, что ремонт электрооборудования выполняется специализированными ремонтными службами, а обслуживание и мелкий ремонт находящегося в эксплуатации электрооборудования выполняет персонал, подчиненный соответствующему производственному подразделению (службе, участку).

При децентрализованной системе отсутствуют специализированные ремонтные службы и все ремонтные работы, такие, как уход, мелкий ремонт и обслуживание оборудования выполняются персоналом мастерских, служб, бригад непосредственного производственного участка.

Централизованная система проведения ремонтов обеспечивает наилучшее техническое и наиболее экономичное обслуживание и ремонт оборудования. Единое руководство всеми работами делает эту систему более гибкой, а выполнение работ - более квалифицированным.

Текущий ремонт осуществляется для обеспечения работоспособности и надежности оборудования до следующего планового ремонта. При этом виде ремонта должны проводиться работы по осмотру электрооборудования, очистке, уплотнению, регулировке и ремонту отдельных блоков и деталей с устранением дефектов, возникших в процессе эксплуатации. Во время выполнения текущих ремонтов производят различные профилактические испытания, а также измерения с целью выявления и своевременного устранения имеющихся неисправностей оборудования, приборов и аппаратов.

Средний ремонт аппаратов и оборудования осуществляется с целью восстановления ресурса блоков, деталей, частей оборудования, срок службы которых меньше периода между двумя последовательно проводимыми капитальными ремонтами. При этом виде ремонта кроме разборки отдельных блоков, частей оборудования для осмотра и чистки деталей, а также устранения обнаруженных дефектов ремонтируются или заменяются быстро изнашивающиеся детали и блоки.

Капитальный ремонт необходим для восстановления исправности основных (базисных) частей и деталей электрооборудования и обеспечения их надежной и экономичной работы в межремонтный период. При этом виде ремонта электрооборудование разбирают, осматривают, проверяют, измеряют, устраняют обнаруженные дефекты, восстанавливают и заменяют изношенные блоки и детали, после чего испытывают и регулируют.

При проведении капитального ремонта отдельные узлы электрооборудования модернизируют с учетом современных достижений науки и техники.

Периодичность капитального и среднего ремонтов и длительность простоев на ремонте для отдельных видов основного оборудования устанавливаются в соответствии с "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей" Министерства энергетики и электрификации РФ. Этими правилами, в частности, предусматриваются следующие сроки проведения ремонтов основного оборудования подстанций и распределительных устройств.

Для главных трансформаторов электростанций и подстанций, основных и резервных трансформаторов собственных нужд и реакторов:

а) текущие ремонты - не реже чем один раз в 2 года;

б) капитальные ремонты - первый - не позже чем через 8 лет после начала эксплуатации, последующие - по мере необходимости в зависимости от состояния трансформаторов и реакторов;

Для всех остальных трансформаторов:

а) текущие ремонты - по мере необходимости, но не реже чем один раз в 4 года;

б) капитальный ремонт - по результатам испытаний и состоянию трансформаторов.

Для оборудования распределительных устройств:

а) текущие ремонты - по мере необходимости в сроки, установленные главным инженером энергопредприятия;

б) капитальные ремонты масляных выключателей - один раз в 6 - 8 лет, выключателей нагрузки, разъединителей и заземляющих ножей - один раз в 4 - 8 лет (в зависимости от конструктивных особенностей), воздушных выключателей - один раз в 4 - 6 лет, отделителей и короткозамыкателей с открытым ножом и их приводов - один раз в 2 - 3 года, разъединителей внутренней установки, требующих снятия напряжения с шин или перевода с одной системы шин на другую - по мере необходимости, другого оборудования (трансформаторов тока, напряжения и т. д.) - по мере необходимости или результатам профилактических испытаний и осмотров. Изменение периодичности ремонтов допускается с разрешения вышестоящих организаций при соответствующем техническом обосновании в зависимости от состояния оборудования.

Схема ремонта трансформаторов представлена на рис. 14. Поскольку трансформаторы разнообразны по конструктивному исполнению, используется индивидуальный метод ремонта.

Особенностью цеха является наличие масляного хозяйства и работы по подготовке масла. Масло либо восстанавливают, либо заменяют на новое. Масло является горючим материалом, поэтому необходимо применять меры пожарной безопасности.

Ремонт трансформатора, связанный со вскрытием бака и разборкой трансформатора, является капитальным. Это объясняется тем, что после вскрытия трансформатора необходима обработка масла, замена сорбентов и уплотнений, сушка активной части, контрольные испытания и ряд других.

Рис. 14

Ремонт блоков и отдельных деталей оборудования и сооружений проводится в мастерских энергопредприятий или на ремонтных площадках в производственных помещениях.

Мастерские и площадки должны быть оборудованы всеми необходимыми механизмами, станочным парком, приспособлениями и инструментом и соответствовать принятым санитарным требованиям.

Для успешного проведения ремонта электрооборудования предприятия оснащаются стационарными и передвижными подъемно-транспортными средствами, такелажными приспособлениями, инструментом и средствами малой механизации, а также обеспечиваются запасными частями, запасом материалов и обменным фондом арматуры, блоков и оборудования в соответствии с действующими нормами.

На основании периодичности капитального и текущего ремонтов электрооборудования, а также длительности простоев при ремонтах составляются годовые планы капитальных и средних ремонтов основного оборудования. Месячные графики капитальных, средних и текущих ремонтов электрооборудования составляются и утверждаются на основе годовых планов ремонтов.

До начала работ по капитальному и среднему ремонтам оборудования составляются ведомости объема работ и смета, календарный график и проект организации ремонтных работ, необходимая ремонтная документация. В этот же период проводятся экспресс-испытания оборудования для получения данных, необходимых для анализа работы, и определения состояния отдельных элементов оборудования. Если в период проведения ремонта предусматривается реконструкция или модернизация оборудования, то до начала работ составляется и утверждается техническая документация на эти работы. До начала работ выполняются мероприятия по организации связи, принимаются противопожарные меры, комплектуются и инструктируются ремонтные бригады всех участвующих в ремонте; и испытаниях служб.

Большую роль в организации досрочного выполнения при хорошем качестве ремонтных работ играют научная организация труда (НОТ). Основой НОТ при ремонте электрооборудования в распределительных устройствах и подстанциях является разработка линейных и сетевых графиков выполнения работ, рациональная расстановка ремонтного персонала по специализации, внедрение передовых приемов и методов работ, высокий уровень организации труда, подготовка и повышение квалификации кадров по ремонту электрооборудования, усовершенствованное материально-техническое обеспечение и ряд других технических и организационных мероприятий.

Наилучшей организации ремонтных работ при централизованном обеспечении материалами, приспособлениями и механизмами можно добиться при использовании предварительно составленного сетевого графика.

Сетевой график ремонта электрооборудования может быть общим и локальным. Общий сетевой график предусматривает все виды работ по ремонту определенного комплекса электрооборудования, например, электрооборудования всей подстанции, а локальный определяет ремонт части подстанции, например ремонт расприделительного устройства с включением работ по ремонту строительной части, кровли, вентиляции и т. д.

Сетевой график позволяет устанавливать взаимосвязь планируемых работ и получаемых результатов, более точно рассчитывать план, своевременно осуществлять его корректировку.

Сетевое планирование проводится в результате анализа многих факторов и предусматривает определенную очередность производства ремонтных работ:

Рис. 15. Сетевой график ремонта электрооборудования

расчленение всего комплекса работ на отдельные последовательные этапы, каждый из которых выполняет бригада в соответствии с ведомственными нормативами затрат труда;

выявление и описание всех событий (результат работы, необходимый для начала другой работы);

определение всех работ с учетом нормативов времени и фактических затрат времени, необходимого для достижения конечного результата ремонта;

построение сетевого графика;

определение времени выполнения каждой работы по графику на основе системы оценок;

расчет критического пути, т. е. пути наиболее продолжительного времени выполнения всей работы;

определение резервов времени;

анализ и оптимизация графика и разработка мероприятий по сокращению времени критического пути;

управление ходом работ с помощью сетевого графика.

Сетевой график (рис. 15), таким образом, представляет собой схему выполнения отдельных операций и элементов работ по ремонту оборудования, а также взаимных связей между ними, порядка, технологической последовательности выполнения и контроля за выполнением работ. На нем наносят работы и события. Каждое событие характеризует завершение или начало работы, а работа означает действие, которое нужно совершить, чтобы перейти от предшествующего события к последующему. Работа на графике обозначается стрелкой, показывающей связь между событиями, изображенными кружками.

Работа должна быть конкретной, четко описанной и иметь ответственного исполнителя; продолжительность ее определяется в часах или днях.

Важный элемент разработки сетевого графика - определение продолжительности критического пути. На графике пути представлены линиями, образуемыми стрелками взаимосвязанных работ концы которых указывают на начальные и конечные события.

Так, на рис. 15, событие 1 является началом работ А-10 и Б-8, а события 2 и 7- результатами этих работ. В свою очередь, события 2 и 7, будучи результатом предыдущих работ А-10 и Б-8, являются началом работ К-17, С-20 и Д-16 и т. д. При составлении графика стрелки должны идти слева направо, номер события выхода работы должен быть меньше номера события, куда она входит. В сетевых графиках различают входные и выходные работы. На графике для события 2 работа Б-8 будет входной, а Д-16 и С-20 - выходными. Буквы над стрелками указывают индекс работы, а цифры - продолжительность работы.

В сетевом графике ремонта четко видны те отдельные работы по ремонту распределительных устройств (ремонт масляного выключателя, кабельных и шинных разъединителей, трансформаторов, вентиляции и т. д.), от которых зависит общий срок завершения всего комплекса работ. Этот срок определяется последовательностью выполнения ремонтных работ с наибольшей продолжительностью от исходного до завершающего события. Эта последовательность и определяет критический путь на сетевом графике (обозначен жирной чертой).

Критический путь представляет собой основу для выбора оптимального плана и организации контроля за ходом работ. Отношение продолжительности любого пути к продолжительности критического пути характеризует степень напряженности плана.

Если критический путь от начального до конечного события является наиболее продолжительным по времени, все другие события и работы должны лежать на более коротких путях.

В ходе ремонта оборудования может производиться так называемая оптимизация сетевого графика по времени. Ее проводят с целью сокращения сроков ремонта в первую очередь по критическому пути. Для этого составляются мероприятия, в которых предусматривают:

начало производства отдельных видов работ раньше полного окончания предыдущих (например, ремонт масляного выключателя не окончен, но можно начать ремонт или ревизию его разъединителей);

увеличение численности бригад;

временную приостановку работ, не лежащих на критическом пути, переброску людей на работы, лежащие на критическом пути (например, снять людей со строительных работ и перебросить на покраску шин в тех ячейках, где закончен ремонт оборудования).

Аналогичные мероприятия проводятся в тех случаях, когда по каким-либо причинам нарушается выполнение отдельных работ. Сетевое планирование имеет большое организующее и дисциплинирующее значение, направленное на четкое выполнение работ и повышение производительности труда рабочих.

.2 Документация, необходимая при подготовке и осуществлении ремонтов

Процесс ремонта трансформатора, начиная с приема его от заказчика и кончая сдачей его в исправном состоянии этому же или другому заказчику, сопровождается ведением ремонтной документации.

Техническая документация, составляемая на каждый трансформатор, должна быть понятна каждому ремонтнику, так как она оказывает существенную помощь в работе при ремонте и впоследствии при эксплуатации трансформатора. Ниже рассматриваются все ее виды в той последовательности, в которой ее составляют и заполняют.

При приеме трансформатора в ремонт составляют наряд-заказ. В нем заказчик указывает причину вывода трансформатора в ремонт (авария, необходимость переделки на другие параметры, появление какой-нибудь неисправности в процессе эксплуатации и т. п.), сообщает все известные ему сведения о трансформаторе (сколько времени и в каких условиях находился в эксплуатации, сколько прошел ремонтов, их характер и вид, время последнего ремонта). На основании сведений ориентировочно устанавливают объем ремонта и намечают удобный для заказчика и возможный для ремонтного предприятия срок ремонта.

В начальной стадии ремонта одновременно с разборкой производят дефектировку трансформатора, результаты которой фиксируют в ведомости дефектов (см. приложение 9).

В ходе осмотра активной части трансформатора, ее отдельных элементов и деталей измеряют магнитную систему, обмотки, изоляционные расстояния и т.д., составляя эскиз активной части трансформатора (рис. 16). Кроме того, заполняют карту обмеров, в которой фиксируют также результаты промежуточных испытаний в процессе ремонта отдельных узлов трансформатора. Во избежание ошибок при измерениях все замеры необходимо сопоставлять с общими размерами магнитной системы.

При дефектации в собранном виде в объем капитального ремонта входят полная или частичная замена обмоток и главной изоляции, ремонт магнитной системы с полной или частичной переизолировкой пластин, реконструкция или замена отдельных устройств, системы охлаждения, устройств переключения ответвления и т. п.

При капитальном ремонте приходится разбирать активную часть трансформатора. До ее разборки трансформатор демонтируют.

После расшихтовки верхнего ярма снимают обмотки и изоляцию. При необходимости переизолировки пластин магнитную систему разбирают. После разборки трансформатора производят дефектацию его частей, определяя, какие узлы и детали подлежат ремонту, а какие следует заменить на новые.

Каждому трансформатору, принятому в ремонт, присваивается ремонтный номер, в соответствии с которым при разборке маркируют все части, вновь устанавливаемые на трансформатор после ремонта. До разборки устанавливается комплектность трансформатора, а на все недостающие части составляют отдельный список, который прикладывают к ведомости осмотра и дефектации.

Для выявления течи масла осматривают бак, отмечая мелом места протечек. Затем определяют состояние вводов. К дефектации в собранном виде относятся и предварительные электрические испытания, необходимые для определения наличия повреждений и их характера: отбор пробы масла для испытания его электрической прочности и сокращенного химического анализа; измерение характеристик изоляции.

При разборке трансформатора каждый узел или деталь, демонтированные с него, дефектируют и определяют объем ремонтных работ, который необходимо вы полнеть для их последующей установки на трансформатор.

Рассмотрим последовательность работ и технологические операции с момента выемки активной части из бака (для трансформаторов II и III габаритов).

Рис. 16. Эскиз активной части трансформатора

При осмотре активной части определяют состояние изоляции обмоток и отводов, качество прессовки обмоток, отсутствие деформаций и других повреждений обмоток. Бумажную изоляцию проверяют на отсутствие повреждений и определяют ее механическую прочность, условно разделяя на эластичную (1-й класс прочности, при сгибе вдвое не ломается), твердую (2-й класс прочности, при сгибе вдвое образуются трещины), хрупкую (3-й класс прочности, при сгибе вдвое изоляция ломается) и ветхую класс прочности, при сгибе до прямого угла изоляция ломается).

Определяют также состояние главной изоляции, отсутствие деформаций обмоток и смещения витков. В зависимости от конструкции и причин возникновения дефектов может быть рассмотрен вопрос о полном изменении конструкции обмоток и главной изоляции.

Осматривают и фиксируют в ведомости дефектов состояние отводов, переключателя ответвлений, контактов и паек, стяжных шпилек и их изоляции, проверяют исправность заземления магнитопровода, отсутствие короткозамкнутого контура в магнитной системе и выполнение условий, исключающих его образование. Если активная часть подлежит разборке, то перед демонтажем отводов выполняют эскиз их размещения и крепления планками.

По результатам дефектации активной части окончательно устанавливают объем ремонта трансформатора. При хорошем состоянии обмоток и магнитопровода активную часть ремонтируют в требуемом объеме. При необходимости (по состоянию изоляции) активная часть может подвергаться сушке.

Если объем ремонта требует полной дефектации, определяют размеры обмоток и их частей, отдельные изоляционные расстояния, размеры изоляционных цилиндров, число витков в отдельных катушках, конструкцию и состояние внутренних обмоток, а также конструкцию и состояние всей внутренней изоляции (от обмотки до стержня и между обмотками).

При дефектации важно правильно определить размеры провода и число витков в обмотках. При отсутствии технического паспорта на трансформатор число витков в o6moтке фазы можно определить при помощи контрольной обмотки, намотанной на изоляционный цилиндр из мягкого электрокартона поверх комплекта обмоток трансформатора. Для исключения ошибок при дефектации производятся расчетная проверка и сопоставление полученных данных.

К дефектировке трансформатора прикладывают протоколы сокращенного химического анализа трансформаторного масла из бака и других предварительных испытаний, электрических и гидравлических. На основании ведомости дефектов окончательно определяют требуемый объем ремонта. При необходимости ремонта с заменой обмоток составляют заказ на изготовление новых обмоток на соответствующем предприятии с указанием их типоразмеров и других требуемых характеристик и данных.

Перед выполнением отдельных операций могут составляться различные эскизы, производиться замеры, кернения, клеймения бирками, но это делается не всегда и непосредственно в документацию может не входить. Но технология ремонта становится более четкой и осмысленной, если на предприятии принято составлять карту обмеров - особенно для трансформаторов, проходящих большой объем ремонта, с заменой обмоток, ремонтом магнитопровода, модернизацией арматуры и пр. В этой же карте фиксируются также и результаты промежуточных испытаний в процессе ремонта отдельных узлов трансформатора.

При ремонте ведут документацию по особо ответственным операциям. У трансформаторов I-II габаритов это сушка активной части. В процессе сушки ведут журнал сушки.

После ремонта выполняют полный комплекс приемо-сдаточных испытаний трансформатора, по которым составляют протокол - главный ремонтный документ. Его составляют в двух экземплярах: один передают заказчику для приобщения к инвентарной карте (делу) трансформатора, а другой сдают в архив ремонтного предприятия или подразделения.

Своеобразным документом является и паспортная табличка, укрепляемая на баке трансформатора. При сдаче отремонтированного трансформатора заказчику составляют приемо-сдаточный акт в трех-четырех экземплярах: из них два для заказчика и его вышестоящей организации для оплаты стоимости ремонта, один экземпляр идет в отчетную документацию ремонтного предприятия или подразделения и один - в его вышестоящую организацию (не обязательно). В акте перечисляются все выполненные работы и даются рекомендации по использованию трансформатора в эксплуатации в части специальных требований (параллельная работа, несимметричные режимы).

Всю ремонтную документацию выполняют по установленным формам. Такие формы приняты на каждом электроремонтном предприятии.

силовой трансформатор электромонтажный

.

Расчёт заземляющего устройства

Для защиты обслуживающего персонала от электрического тока при эксплуатации электрооборудования ПУЭ предусмотрены заземляющие устройства (защитное заземление).

Заземляющим устройством называют систему, состоящую из заземлителей и заземляющих проводников. Оно служит для защиты людей от поражения электрическим током при прикосновении их к элементам электроустановок, изолированным от токопроводящих частей, но вследствие тех или иных неисправностей оказавшихся под напряжением.

Причиной появления опасного напряжения обычно является неисправность изоляции сети, что приводит к замыканию одной из фаз сети на «корпус».

Целью заземления является уменьшение напряжения на заземленном оборудовании в момент протекания тока короткого замыкания на землю, а также выравнивание напряжения в зоне растекания тока и тем самым уменьшение напряжения прикосновение и напряжения шага, под которым может оказаться обслуживающий персонал.

Защитное заземление представляет собой преднамеренное соединение с землей металлических частей электрической установки, нормально не находящихся под напряжением, но могущих оказаться под таковым из-за повреждения изоляции сети или электроприемников.

Защитное заземление является основным способом, предотвращающим поражение людей электрическим током при прикосновении к корпусам электрооборудования при пробое его изоляции.

Заземление осуществляется с помощью металлических электродов, соединяющих корпуса электрооборудования с землей через заземляющие проводники. Такие электроды называются заземлителями, а совокупность заземлителей и заземляющих проводников называется заземлительным устройством.

Необходимое для безопасности сопротивление определяют расчетно. Сопротивление вертикальных электродов обычно меньше, чем горизонтальных, следовательно, первые экономичнее. Это обьясняется тем, что горизонтальные электроды располагают ближе к поверхности земли, где растекание тока не идет равномерно во все стороны, как на глубине. Кроме того, верхние слои почвы обычно имеют больше электрическое сопротивление, чем глубинные, особенно зимой при промерзании или летом при высыхании. Наиболее экономичны глубинные вертикальные электроды, достигающие хорошо проводящих слоев грунта. Размеры поперечного сечения заземляющих электродов мало влияют на сопротивление. Электроды из круглой стали (стержневые) легче погружать механизированным способом, чем электроды других профилей. Они более долговечны, так как при одинаковой массе у них меньше поверхность, по которой протекает процесс коррозии.

Как правило, в качестве основной меры электробезопасности используют заземление. Сущность этого вида защиты заключается в создании устройства, которое имело бы сопротивление малой величины. Вследствие этого уменьшается напряжение на металлических частях электроустановок и ток, проходящий через тело человека при пробое изоляции.

В ПУЭ, СНИПах, ПЭЭП и других инструкциях перечислены все элементы электроустановок, подлежащие заземлению, рассмотрены условия применения заземляющих устройств, требования к данным устройствам, их расчеты, монтаж и эксплуатация.

При заземлении электрооборудования необходимо обеспечить надежный электрический контакт между панелью и винтами крепления устройства, а также соединить заземляющий болт устройства с контуром заземления медным проводом сечением не менее 2 мм².

Заземление обязательно проверяют, после чего составляется соответствующий протокол (см.приложение 10).

Производим расчет сопротивления растеканию тока вертикального электрода R_в, Ом:

Принимаем например, для грунта с удельным сопротивлением при l=300 см и d=6см,

К общему контуру заземления присоединяют корпус трансформатора. Следовательно, сопротивление не должно превышать 4 Ом. Принимаем для расчета r₃ = 4 Ом. Заземление выполняем стальными уголками 50*50*4 мм, длиной 2,5 м, заглубленными на 0,7 м от поверхности земли и связанными между собой стальной полосой сечентем 40*4 мм.

Расчетное сопротивление грунта Ом*м, с учетом сезонного коэффициента k_С = 1,65 и k_l = 1,15:

Сопротивление уголка (при h_CP = 0,7+2,5 / 2 = 1,95) R_B, Ом:

6.

Утилизация электрооборудования

В зависимости от степени износа электрооборудования существует три вида дальнейшей эксплуатации или утилизации электрооборудования:

) Передача отслужившего свой срок электрооборудования в работу на категорию электроснабжения на одну ниже;

) Передача отслужившего свой срок электрооборудования в учебный центр в виде лабораторного стенда, демонстрационного макета и т.д.;

) Утилизация, т.е. составление ведомости дефектации, разборка, утилизация.

Самой сложной и затратной является утилизация.

Нет никаких сомнений, что загрязнение окружающей среды чревато самыми серьезными последствиями для здоровья человечества. Осознание этого факта заставило ряд развитых стран поставить вопрос о начале глобального процесса избавления от загрязнения. Из многих сотен тысяч токсичных органических соединений около 60 тысяч постоянно воздействуют на живые организмы, в том числе и на человека. Все они очень разные, и для начала необходимо было выбрать минимальную группу наиболее опасных соединений, устранение которых приветствовалось бы большинством стран мира. Из этих 60 тысяч особо опасных химических веществ было выбрано 12 стойких органических загрязнителей (СОЗ), так называемая "грязная дюжина": полихлорбифенилы (ПХБ), дихлор-дифенил-трихлорэтан (ДДТ) др. хлорсодержащие опасные вещества. Именно эти 12 СОЗ стали предметом Конвенции, принятой в мае 2001 года в Стокгольме и получившей название Стокгольмской конвенции. 17 февраля 2004 года Франция ратифицировала Стокгольмскую конвенцию о стойких органических загрязнителях, став 50-тым государством, ратифицировавшим это международное соглашение. После этого Стокгольмская конвенция официально вступила в силу с 17 мая 2004 года. СОЗ присущи некоторые общие свойства: чрезвычайно высокая токсичность, способность накапливаться в тканях живых организмов и длительное время сохраняться в окружающей среде, крайне медленно разрушаясь под воздействием естественных природных факторов. Кроме того, СОЗ переносятся на большие расстояния и обнаружены даже в таких регионах, как Арктика и Антарктика, где их никогда не производили и не применяли. СОЗ вызывают поражения всех защитных систем организма - нервной, эндокринной и иммунной. Действие этих токсикантов проявляется уже при чрезвычайно малых дозах.

Утилизация промышленного электрооборудования с ПХБ наполнением.

В основу рассматриваемой технологии утилизации промышленного электрооборудования (трансформаторов и конденсаторов) с ПХБ наполнением положен способ их очистки (отмывки их внутренних поверхностей и элементов) от ПХБ паровой фазой специального жидкого реагента до остаточного содержания ПХБ не более 50 мг на 1 кг металла и элементов. После отмывки трансформатор и конденсатор разбирают на элементы. Металлические детали отправляют на переплав, а неметаллические (бумага, дерево, резина, электрокартон и т. д.), которые обычно не удается отжать до названного остаточного содержания ПХБ, а так же сами ПХБ, уничтожают на специальной установке путём высокотемпературного (более 1200 оС) окисления в циклонном реакторе, признанным лучшим из существующих отечественных технологических решений. Выходящие из циклонной печи газы направляют в камеру-дожигатель, обеспечивая их пребывание в ней в течении примерно двух секунд при 1250-1400 ºС в условиях примерно 10% избытка кислорода. Образование диоксинов остается в допустимых пределах.

Утилизация отработанного масла производится путем воздействия коагулята оксихлорид алюминия. В результате коагуляции нефтепродуктов и других загрязнителей образуется водонепроницаемый осадок. Образовавшийся твердый осадок (пульпа), по степени накопления, выгружается из емкости для обезвреживания и переработки в гидрофобный порошок, обладающий высокими силикатными свойствами, который можно использовать в строительстве при изготовлении гидрозащитных оснований, площадок, при строительстве хранилищ, отстойников, обсыпок дорог и др.

Утилизация твердых отходов производства и потребления 1-4 класса опасности осуществляется методом захоронения на специализированном полигоне, имеющем соответствующие разрешающие документы. Полигон имеет ограждение из металлического профиля, освещение. Охрана полигона осуществляется силами охранного подразделения. Хранилища полигона представляют собой подземные карты (61 х 12 х 6м). Сборно-монолитные конструкции стен и днища выполнены из бетона марки М-100 по морозостойкости, Б-2 по плотности. Хранилища (карты) разделены на секции, боковые поверхности карт с наружной стороны пропитаны битумом, под днищем карт и отстойника находится щебеночная прослойка с глубиной залегания 10м пролитая битумом до полного насыщения. Внутренняя защита карт и отстойника выполнены полимерцементным торкретом. Карты консервируются сверху бетонными плитами, с проливкой швов бетоном и слоем асфальта, с целью исключения попадания дождевой и талых вод. Над открытыми проемами секций устанавливается навес, защищающий от попадания осадков. По периметру карт предусмотрено сооружение контрольных скважин, глубиной 9,5м, для наблюдения за возможным загрязнением грунтовых вод. Для обезвреживания твердых отходов часто применяют метод капсулирования, заключающийся в обволакивании токсичного отхода инертной пленкой, например стеклообразной или полимерной. Используемый метод переплавки отходов заключается выжигании вредных компонентов, формировании новой структуры BMP и их потребительских свойств: размеров, цвета и т.п. Химические методы позволяют получать из отходов новые продукты: превращать твердые органические отходы гидрированием и гидролизом в жидкое и газообразное топливо. Наиболее распространенный метод фиксации отходов - цементирование - применяется для отходов, содержащих воду. Недостаток метода - увеличение объема отходов и возможная гидратация цемента при малых рН. Применяется для неорганических отходов, особенно тяжелых металлов, а также радиоактивных веществ. Для фиксации с использованием органических полимерных материалов готовится смесь отходов с соответствующими смолами или мономерами, затем вводится катализатор, который обеспечивает полимеризацию и создание объема фиксированного материала. Отходы обычно химически не связываются с полимером. Происходит микрообволакивание органической оболочкой. Для обработки отходов обычно используют формальдегидные, виниловые и полиэстеровые соединения. Такой монолит обладает сопротивлением на сжатие на уровне бетона. Недостаток метода - возможность появления ядовитых паров в процессе полимеризации.

В настоящее время разрабатываются высокотемпературные технологии нового поколения для утилизации хлорсодержащих отходов, обеспечивающие предотвращение вторичного образования диоксинов и диоксиноподобных соединений. В России созданы две такие установки. Одна из них - модернизированная стационарная плазмо-химическая установка функционирует в НПО "Технолог" г.Стерлитамак (Башкортостан). Вторая установка - передвижная установка термического уничтожения жидких и суспензированных твердых опасных отходов, содержащих ПХБ и пестициды. Эта установка создана в ЦНИИМАШ (г. Королев Московской обл.) на базе ракетного двигателя корабля многоразового использования "Буран". С 1999 года на этой установке на ОАО "Северсталь" (г.Череповец Вологодской обл.) уничтожено 130 тонн ПХБ (совтола).

В мире существуют различные варианты создания высокотемпературных процессов для переработки токсичных органических соединений:

 пламенные реакторы;

 пламенные реакторы с дополнительным плазменным нагревом реакционной смеси;

 пламенные реакторы с плазменным дожиганием отходящих газов;

 плазменно-дуговые реакторы.

На взгляд наиболее предпочтительным вариантом уничтожения стойких органических загрязнителей являются плазменно-дуговые реакторы. Преимуществом плазменно-дугового варианта перед пламенным (кислород-топливо) является возможность подвода более мощного теплового потока: до 16 кВт/см2.

Применительно к переработке конденсаторов с ПХБ или других отходов использование пламенных реакторов будет связано с повышенной нагрузкой на систему газоочистки из-за увеличения объема отходящих газов за счет продуктов сгорания топливных компонентов исходной смеси. Суммарный газовый поток в случае плазменной установки составляет ~ 10% от аналогичного параметра пламенной установки. Отсутствие разбавления отходящих газов продуктами сгорания топлива снижает нагрузку на систему газоочистки и уменьшает как размеры системы, так и абсолютный выброс вредных веществ в атмосферу. К сожалению, в России не существует безопасной технологии, позволяющей уничтожать ПХБ-содержащие конденсаторы целиком. Третьим преимуществом плазменной установки является возможность контроля окислительно-восстановительного потенциала (окислительная, восстановительная или инертная среда в плазме) в реакторе независимо от температуры обработки. Поэтому наиболее эффективным будет использование плазменного метода переработки таких отходов.

Заключение

В этой курсовой работе были рассмотрены строительные, монтажные, пусковые работы, эксплуатация, ремонт и утилизация силового трансформатора.

Правильная утилизация электрооборудования позволяет повторно использовать ценные материалы и помогает сохранить окружающую среду.

В этой работе были применены современные компьютерные среды (такие как Mathcad14, Microsoft Visio 2007) Так же была рассчитана «кривая жизни» трансформатора и заземление, удовлетворяющее требованиям обеспечения безопасности людей, защиты и обеспечения эксплуатационных режимов работы.

Приложение 1

ОБЩИЙ ЖУРНАЛ РАБОТ

Наименование строительной организации______________________________

Общий журнал работ № по строительству объекта ______________________

(предприятия, здания, сооружения)

Адрес объекта _____________________________________________________

Должность, фамилия, имя, отчество и подпись лица, ответственного от строительной организации за строительство объекта и ведение общего журнала работ _________________________________________________

Генеральная проектная организация, фамилия, имя, отчество и подпись главного инженера проекта _______________________________________

Заказчик (организация), должность, фамилия, имя, отчество и подпись руководителя (представителя) технического надзора _____________________

_____________________________________________________________

Начало работ:

по плану (договору) _____________________________________________

фактически ____________________________________________________

Окончание работ (ввод в эксплуатацию):

по плану (договору) _____________________________________________

фактически _______________________________________________________

В настоящем журнале _________ пронумерованных и прошнурованных страниц.

Должность, фамилия, имя, отчество и подпись руководителя строительной организации, выдавшего журнал ______________________________________

Дата выдачи, печать организации

Основные показатели строящегося объекта, предприятия, здания или сооружения (мощность, производительность, полезная площадь, вместимость и т.п.) и сметная стоимость________________________________________

_____________________________________________________________

Утверждающая инстанция и дата утверждения проекта (рабочего проекта) ______________________________________________________________

Субподрядные организации и выполняемые ими работы__________________

Организации, разработавшие проектно-сметную документацию ______________________________________________________________

Отметки об изменениях в записях на титульном листе ___________________

Таблица 1

Список инженерно-технического персонала, занятого на строительстве объекта

Фамилия, имя, отчество, занимаемая должность, участок работ	Дата начала работ на строительстве объекта	Отметка о получении разрешения на право производства работ или о прохождении аттестации	Дата окончания работ на строительстве объекта

Таблица 2

Перечень актов промежуточной приемки ответственных конструкций и освидетельствования скрытых работ

№ п.п.	Наименование актов (с указанием места расположения конструкций и работ)	Дата подписания акта, фамилии, инициалы и должности подписавших

Таблица 3

Ведомость результатов операционного контроля качества строительно-монтажных работ

Дата	Наименование конструктивных частей и элементов, места их расположения со ссылкой на номера чертежей	Результаты контроля качества	Должности и подписи лиц, оценивающих качество работ в порядке контроля и надзора

Таблица 4

Перечень специальных журналов работ

Наименование специального журнала и дата его выдачи	Организация, ведущая журнал, фамилия, инициалы и должность ответственного лица	Дата сдачи-приемки журнала и подписи должностных лиц

Таблица 5

Сведения о производстве работ

Дата	Краткое описание и условия производства работ (со ссылкой, при необходимости, на работы, выполняемые субподрядными организациями), должность, фамилия, инициалы и подпись ответственного лица

Таблица 6

Замечания контролирующих органов и служб

Дата	Замечания контролирующих органов или ссылка на предписание	Отметки о принятии замечаний к исполнению и о проверке их выполнения

Приложение 2

ФОРМЫ ОСНОВНЫХ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СОСТАВЕ ПРОЕКТА ОРГАНИЗАЦИИ СТРОИТЕЛЬСТВА

Форма 1

Календарный план строительства (наименование объекта)

№ строки	Наименование отдельных зданий, сооружений или видов работ (с выделением пускового или градостроительного комплекса)	Сметная стоимость, тыс. руб.		Распределение капитальных вложений и объемов строительно-монтажных работ по периодам строительства (кварталам, годам), тыс. руб.
		всего	в том числе объем строительно-монтажных работ
А	Б	1	2	3 - 14
1
2
3

Примечания: 1. Номенклатура по графе «Б» устанавливается в зависимости от вида и особенностей строительства.

. Распределение объемов строительно-монтажных работ дается в виде дроби: в числителе - объем капитальных вложений, в знаменателе - объем строительно-монтажных работ, для жилищно-гражданских объектов дается по месяцам.

Главный инженер проекта __________________________________

(подпись)

СОГЛАСОВАНО

Заказчик ________________________________________________

(подпись)

Форма 2

Ведомость объемов основных строительных, монтажных и специальных строительных работ

№ строки		Наименование работ		Единица измерения		Объем строительно-монтажных работ
					всего		в том числе по отдельным зданиям, сооружениям, пусковым или градостроительным комплексам	по периодам строительства
А	Б		В		1		2	3 - 14
1
2
3

Примечания: 1. Перечень работ устанавливается в зависимости от вида и особенностей строительства.

Главный инженер проекта __________________________________

(подпись)

СОГЛАСОВАНО

Заказчик ________________________________________________

(подпись)

Форма 3

Ведомость потребности в строительных конструкциях, изделиях, материалах и оборудовании

№ строки	Наименование	Единица измерения	Всего по строительству	В том числе по основным объектам	В том числе по календарным периодам строительства
А	Б	В	1	2	3
1	Сборные железобетонные конструкции	м3
2	Стальные конструкции	т
3	Деревянные конструкции	м3
4	Битумы нефтяные строительные	т
5	Сталь стержневая арматурная	«
6	Сталь сортовая конструкционная	«
7	Прокат листовой рядовой	«
8	Металлоизделия промышленного назначения (метизы)	«
9	Рельсы	т
10	Трубы стальные	«
11	Трубы чугунные	«
12	Трубы железобетонные напорные и безнапорные	м/м3
А	Б	В	1	2	3
13	Трубы керамические канализационные и дренажные	м усл. диам.
14	Трубы и муфты асбестоцементные	м усл. труб
15	Трубы и детали трубопроводов из термопластов	м/т
16	Трубы стеклянные и фасонные части к ним	м усл. диам.
17	Пластмассы, материалы и полуфабрикаты на основе полимеризационных смол	кг
18	Материалы лакокрасочные	кг
19	Продукция лесозаготовительной и лесопильно-перерабатывающей промышленности (лес круглый, пиленый)	м3
20	Щебень	«
21	Гравий	«
22	Песок строительный природный	«
23	Камень бутовый	«
24	Заполнители пористые	«
25	Асбест	т
26	Цемент	«
27	Известь строительная	«
28	Кирпич строительный (включая камни)	тыс. шт.
А	Б	В	1	2	3
29	Материалы тепло- и звукоизоляционные	м3
30	Материалы рулонные кровельные и гидроизоляционные	м2
31	Стекло строительное	м2
32	Оборудование, стоимость которого включается в стоимость строительно-монтажных работ	тыс. руб/т
33	Кабельная продукция (по основным маркам)	тыс. руб.
34	Установочные провода, шнур осветительный, провод голый	м
35	Алюминиевые конструкции	т
36	Герметики	кг
37	Клеи	«
38	Оборудование и КИП (технологическое, энергетическое, подъемно-транспортное, насосно-компрессорное, общезаводское, электротехническое, санитарно-техническое, системы автоматизации по основной номенклатуре)

Примечания: 1. Номенклатура конструкций, изделий, материалов и оборудования (графа Б) должна быть определена в зависимости от вида и особенностей строительства.

. Потребность в материалах показывается дробью: в числителе - общая потребность, в знаменателе - потребность, за исключением материалов для изготовления конструкций и изделий на предприятиях строительной индустрии.

. Распределение потребности в ресурсах (графа 2) должно предусматривать обеспечение ресурсами выделяемых пусковых комплексов, а также необходимый задел на будущие периоды строительства.

Главный инженер проекта __________________________________

(подпись)

СОГЛАСОВАНО

Заказчик ________________________________________________

(подпись)

Приложение 3

ФОРМЫ ОСНОВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СОСТАВЕ ПРОЕКТА ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ

Форма 1

Календарный план производства работ по объекту (виду работ)

Наимено-вание работ	Объем работ		Затраты труда, чел.- дн	Требуемые машины			Продо жительность работы, дн	Число смен		Численность рабочих в смену		Состав бригады		График работ (дни, месяцы)
	единица измерения	Количество		Наимено вание	число маш. смен
1	2	3	4	5	6	7		8	9		10		11

Ответственный исполнитель_____________________________

(подпись)

Форма 2

График поступления на объект строительных конструкций, изделий, материалов и оборудования

Наименование строительных конструкций, изделий, материалов и оборудования	Единица измерения	Количество	График поступления по дням, неделям, месяцам
1	2	3	4

Ответственный исполнитель_____________________________

(подпись)

Форма 3

График движения рабочих кадров по объекту

Наименование профессий рабочих (отдельно) для генподрядной и субподрядной организаций		Численность рабочих		Среднесуточная численность рабочих по месяцам, неделям, дням
			1		2	3	и т.д.
1		2		3

Ответственный исполнитель________________________________

(подпись)

Форма 4

График движения основных строительных машин по объекту

Наименование	Единица измерения	Число машин	Среднесуточное число машин по дням, неделям, месяцам
			1	2	3	и т.д.
1	2	3	4

Ответственный исполнитель ________________________________

(подпись)