Система аварийного маслоотвода от силового трансформатора. Глубина прохождения.
Всех приветствую!
С заказчиком вышел спор, что систему аварийного маслоотвода от силового трансформатора не обязательно прокладывать ниже глубины промерзания.
Я в проекте всегда лоток трубы маслоотвода (т.к. это частный вид канализации) прокладываю ниже глубины промерзания.
Заказчик утверждает (а точнее ссылается на то, что у них так не делается), что не обязательно трубы маслоотвода прокладывать на глубине ниже промерзания.
Кроме, как у них так не делается, заказчик подтвердить свои слова ничем не может. Но и принять мое проектное решение так же не хочет.
Точнее он хочет, что бы я сам изменил проектное положение маслоотвода и перенес его выше в глубину промерзания.
Подскажите, кто в процессе проектирования сталкивался с такой ситуацией? Как мне доказать что я прав, а заказчик нет или наоборот?
Просмотров: 8603
Регистрация: 05.03.2014
Сообщений: 180
Маслоотвод отводит не только масло но и воду. И ранней весной это особенно актуально. Снег-дождь-оттепель, а грунт промёрз. Вода в маслоотводе замёрзнет.
Регистрация: 02.04.2009
Сообщений: 831
Вот это я и твержу заказчику!
Оснащение проходки горных выработок, ПОС, нормоконтроль, КР, АР
Регистрация: 30.01.2008
Сообщений: 18,648
В наружном водоотведении уклоном канав/лотков гарантируется, что чаще всего дождевая вода будет успевать стекать, чем замерзать. А зимой дождей «не бывает».
В трубе воды быть не должно, ведь это переполнение сборника. А значит и замерзать там нечему.
Можно прикинуть объёмы воды от дождя. Вряд ли они будут больше 1 м3 за дождь.
При стоке дождя в подземный трубопровод и отстойник масла при какой-то глубине в сборнике вода не будет промерзать. Но для этого требуется утепление отстойника сверху и определённая глубина. При расчётных объёмах сборника и ограничениях генплана, неужели эта глубина 2-3 м не будет достигнута при заложении труб даже прямо по поверхности планировки ?
Распределение температуры в верхних слоях грунта недавно появилось в нормах.
СП 20.13330.2016 Приложение Г. Средняя многолетняя температура почвы на глубинах (по вытяжным термометрам),°C
Offtop: Формально на канализацию действует глубина промерзания -0,5 м, если не перепутал.
СТО 70238424.29.240.10.003-2011
не смотрел, лень, но там что-нибудь должно быть.
ОНТП 5-78 Нормы технологического проктирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ
| 12.3. Маслоотводы 12.3.1. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении маслонаполненных силовых трансформаторов (реакторов) с количеством масла в одном баке более 1000 кг и баковых выключателей 110 кВ и выше должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники. 12.3.2. Маслоотводы выполняются, как правило, закрытыми. 12.3.3. В отдельных случаях (в северных районах, при сильнопучинистых грунтах, при высоких уровнях грунтовых вод и др.) при специальном обосновании допускаются открытые маслоотводы при соблюдении следующих условий: а) при сооружении бордюра по периметру маслоприемника для задержания растекающегося масла; б) трасса открытых маслоотводов должна проходить на расстоянии не менее 10 м от маслонаполненной аппаратуры; в) сброс масла из маслоприемников осуществляется в маслосборник, как правило, закрытый, с последующей откачкой в передвижные емкости стационарным или передвижным насосом. |
То есть речь в 80х годах могла идти об открытых маслоотводах.
| 4.2.70. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторе (реакторов) с массой масла более 1 т в единице (одном баке) и баковых выключателей 110 кВ и выше должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники с соблюдением следующих требований: 1. Габариты маслоприемника должны выступать за габариты единичного электрооборудования не менее чем на 0,6 м при массе масла до 2 т; 1 м при массе более 2 до 10 т; 1,5 м при массе более 10 до 50 т; 2 м при массе более 50 т. При этом габарит маслоприемника может быть принят меньшим на 0,5 м со стороны стены или перегородки, располагаемой от трансформатора на расстоянии менее 2 м. Объем маслоприемника должен быть рассчитан на одновременный прием 100% масла, содержащегося в корпусе трансформатора (реактора). У баковых выключателей маслоприемники должны быть рассчитаны на прием 80% масла, содержащегося в одном баке. 2. Устройство маслоприемников и маслоотводов должно исключать переток масла (воды) из одного маслоприемника в другой, растекание масла по кабельным и другим подземным сооружениям, распространение пожара, засорение маслоотвода и забивку его снегом, льдом и т. п. 3. Для трансформаторов (реакторов) мощностью до 10 MB·А допускается выполнение маслоприемников без отвода масла. При этом маслоприемники должны выполняться заглубленными, рассчитанными на полный объем масла, содержащегося в установленном над ними оборудовании, и закрываться металлической решеткой, поверх которой должен быть насыпан толщиной не менее 0,25 м слой чистого гравия или промытого гранитного щебня либо непористого щебня другой породы с частицами от 30 до 70 мм. Удаление масла и воды из заглубленного маслоприемника должно предусматриваться переносным насосным агрегатом. При применении маслоприемника без отвода масла рекомендуется выполнение простейшего устройства для проверки отсутствия масла (воды) в маслоприемнике. 4. Маслоприемники с отводом масла могут выполняться как заглубленного типа (дно ниже уровня окружающей планировки земли), так и незаглубленного типа (дно на уровне окружающей планировки земли). При выполнении заглубленного маслоприемника устройство бортовых ограждений не требуется, если при этом обеспечивается объем маслоприемника, указанный в п. 1. Незаглубленный маслоприемник должен выполняться в виде бортовых ограждений маслонаполненного оборудования. Высота бортовых ограждений должна быть не менее 0,25 и не более 0,5 м над уровнем окружающей планировки. Дно маслоприемника (заглубленного и незаглубленного) должно быть засыпано крупным чистым гравием или промытым гранитным щебнем либо непористым щебнем другой породы с частицами от 30 до 70 мм. Толщина засыпки должна быть не менее 0,25 м. 5. При установке маслонаполненного электрооборудования на железобетонном перекрытии здания (сооружения) устройство маслоотвода является обязательным. 6. Маслоотводы должны обеспечивать отвод из маслоприемника масла и воды, применяемой для тушения пожара автоматическими стационарными устройствами, на безопасное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооружений; 50% масла и полное количество воды должны удаляться не более чем за 0,25 ч. Маслоотводы могут выполняться в виде подземных трубопроводов или открытых кюветов и лотков. 7. Маслосборники должны быть рассчитаны на полный объем масла единичного оборудования, содержащего наибольшее количество масла, и должны выполняться закрытого типа. По согласованию с органами Государственного санитарного надзора допускается устройство маслосборника в виде котлована в грунте со спланированными откосами. |
ГОСТ 34062-2017 Тяговые подстанции, трансформаторные подстанции и линейные устройства тягового электроснабжения железной дороги. Требования безопасности и методы контроля
| 4.4 Технические способы и средства обеспечения экологической безопасности 4.4.1 Для открыто расположенных масляных трансформаторов и реакторов предусматривают систему стока масла, требования к которой — в соответствии с приложением А. Приложение А А.4 Устройство маслоприемников и маслоотводов должно исключать переток масла (воды) из одного маслоприемника в другой, растекание масла по кабельным и другим подземным сооружениям, распространение пожара, засорение маслоотвода и забивку его снегом и льдом. . Маслоотводы могут выполняться в виде подземных трубопроводов или открытых кюветов и лотков. . Маслосборники должны быть оборудованы сигнализацией о наличии воды с выводом сигнала на щит управления. |
Как часто должна проверяться работа маслоотводов из маслоприемников трансформаторов
Здравствуйте! Подскажите, пожалуйста, где написано про указательные знаки на подземные емкости? На территории площадки силовых трансформаторов открыты два колодца с масло приемником и трава по пояс.
_________________
Повсюду минувшего времени след,
А мы за сегодня в ответе.
Объявление:
Заголовок сообщения: Re: Маслоприемник трансформатора
Добавлено: Ср июл 29, 2015 11:51 am
| Мистер «Охрана труда — 2018» |
Если Вы имеете ввиду аварийные емкости для слива масла из трансформаторов через маслоприемники, то я требований по указательным знакам к ним нигде не встречал.
Заголовок сообщения: Re: Маслоприемник трансформатора
Добавлено: Ср июл 29, 2015 12:44 pm
| Мистер «Охрана труда-2016» |
А не судьба разве эти колодцы закрыть?
_________________
Любое требование любого инспектора в любом предписании
является ненавязчивым предложением улучшить его благосостояние.
Заголовок сообщения: Re: Маслоприемник трансформатора
Добавлено: Ср июл 29, 2015 1:28 pm
| Мистер «Охрана труда — 2018» |
Судя по всему на территории ОРУ полный бардак, раз трава по пояс, а люков на аварийных емкостях нет, или они открыты. Сомневаюсь, что эти емкости кто-то проверяет с периодичностью хотя бы 2 раза в год.
Заголовок сообщения: Re: Маслоприемник трансформатора
Добавлено: Ср июл 29, 2015 9:44 pm
Спасибо за помощь. Масло приемники закрыли согласно пункта Правил по охране труда в машиностроении. Осталась трава. На мое требование скосить- отвечают,что не мешает.
_________________
Повсюду минувшего времени след,
А мы за сегодня в ответе.
Заголовок сообщения: Re: Маслоприемник трансформатора
Добавлено: Чт июл 30, 2015 9:13 am
| Мистер «Охрана труда — 2018» |
(ВППБ 01-02-95*)
4.8. На территории электростанций и подстанций следует регулярно скашивать и вывозить траву.
Запрещается хранение высушенной травы на территории энергопредприятия и на прилегающей площадке (на расстоянии ближе 100 м).
14.9. На территории ОРУ следует периодически скашивать и удалять траву. Запрещается выжигать сухую траву на территории объекта и прилегающих к ограждению площадках.
Заголовок сообщения: Re: Маслоприемник трансформатора
Добавлено: Чт июл 30, 2015 9:44 am
спасибо! Еще где то читала что на трансформаторе должна быть информация, а пункт найти не могу.
_________________
Повсюду минувшего времени след,
А мы за сегодня в ответе.
Заголовок сообщения: Re: Маслоприемник трансформатора
Добавлено: Чт июл 30, 2015 11:15 am
| Мистер «Охрана труда — 2018» |
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
5.3.4. На баках трансформаторов и реакторов наружной установки должны быть указаны станционные (подстанционные) номера. Такие же номера должны быть на дверях и внутри трансформаторных пунктов и камер.
На баки однофазных трансформаторов и реакторов должна быть нанесена расцветка фазы. Трансформаторы и реакторы наружной установки должны быть окрашены в светлые тона краской, стойкой к атмосферным воздействиям и воздействию масла
Заголовок сообщения: Re: Маслоприемник трансформатора
Добавлено: Пт июл 31, 2015 5:21 am
_________________
Повсюду минувшего времени след,
А мы за сегодня в ответе.
Заголовок сообщения: Re: Маслоприемник трансформатора
Добавлено: Пн авг 03, 2015 1:38 pm
Треп писал(а):
(ВППБ 01-02-95*)
4.8. На территории электростанций и подстанций следует регулярно скашивать и вывозить траву.
Запрещается хранение высушенной травы на территории энергопредприятия и на прилегающей площадке (на расстоянии ближе 100 м).
14.9. На территории ОРУ следует периодически скашивать и удалять траву. Запрещается выжигать сухую траву на территории объекта и прилегающих к ограждению площадках.
ВППБ 01-02-95* утратил силу с выходом «СТАНДАРТА»
Правила пожарной безопасности в электросетевом комплексе ОАО «Россети». Дата введения 01.03.2015г
5.2.1. Маслоприемные устройства под силовыми трансформаторами, масляными выключателями и реакторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения растекания масла при течи масла из маслонаполненного оборудования и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.
5.2.4. Не допускается наличие растительности в периметре маслоприемного устройства.
5.2.8. Аварийные емкости для приема масла (маслосборники) от силовых трансформаторов, масляных выключателей и реакторов должны проверяться не реже 2 раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара.
Не допускается наличие воды в маслосборнике, при наличии воды должны быть приняты меры по ее удалению.
Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии. В местах расположения маслосборников должны быть установлены указатели с обозначением их объема в кубических метрах.
Результаты проверок маслосборников должны фиксироваться в специальном журнале, а при выявлении нарушений – в журнале дефектов оборудования ПС.
5.3.7. На территории ОРУ следует своевременно скашивать и удалять траву. Запрещается выжигать сухую траву на территории ОРУ и прилегающих к ограждению подстанции площадках.
5.3.8. На территории ОРУ не должно быть древесно-кустарниковой растительности.
Какие нормы установки и насколько вредны трансформаторные подстанции?
Зависимо от технических условий и нагрузки, подбирается корпусное исполнение тип ввода. Для каждого случая установка регламентирована Правилами Устройства Электроустановок (ПУЭ).
Влияние места размещения подстанции
Размещение может быть вплотную к зданию, в виде пристройки, отдельно или внутри помещения. На этапе проектирования учитываются разные факторы, включая сетевую нагрузку, эксплуатационные и строительные требования.
При планировании важно учитывать и наличие инфраструктуры. Нужно соблюдать минимальное расстояние до трансформаторной подстанции от автодороги или автостоянки, определенное и регламентированное теми же ПУЭ. Чем выше класс напряжения линии, тем больше расстояние.
| Класс напряжения, кВ | до 20кВ | 35-110кВ | 150кВ | 220кВ | 330кВ | 500кВ |
| Минимальное расстояние от сооружения с учетом охранной зоны (3м) | 10,5м | 10,5м | 11м | 11,5м | 12м | 12,5м |
Место размещения распределительных мощностей с напряжением 6-10/0,4 кВ выбирается максимально близко к потребителю. В цеху его планируют как можно ближе к потребителю, чтобы сократить потери электричества при передаче.
Если условия в производственном цеху не позволяют реализовать установку внутри, тогда размещение осуществляется снаружи, преимущественно в виде пристройки к стене со стороны кабельного ввода. На предприятиях химической или нефтегазовой промышленности, при планировании места размещения дополнительно учитывается класс опасности объекта.
Если поблизости расположен газопровод, котельная или АЗС должно соблюдаться противопожарное расстояние, регламентированное ПУЭ п.4.7.7. Для закрытых распределительных установок оно составляет не менее 12м, для открытых — 25м.
Перед началом строительства нужно провести подготовительные работы:
- Спланировать площадку — рассчитать размеры и расположение, включая пути прокладки силовых линий;
- Выкопать траншеи для прокладки силового кабеля и заземления;
- Подготовить железобетонные стойки и фундамент непосредственно на месте установки.
И часто возникает вопрос, нужно ли разрешение на строительство подстанции и нужно ли ее регистрировать? Чаще всего распределительные мощности принадлежат Укрэнерго или местным Облэнерго, но иногда находятся на балансе коммунальных или хозяйственных предприятий.
Подстанция оформляется как объект недвижимости, и при смене собственника требует переоформления прав владения. Согласно ст. 182 Гражданского кодекса Украины, собственником может выступать как юридическое лицо, так и государство в лице регионального отделения Фонда госимущества.
Сначала составляется задание на проектирование в согласовании с Облэнерго. Ответственная за ЛЭП компания должна предоставить технические условия на подключение к электросетям. Полный и актуальный список документов на строительство и сколько стоит их оформление лучше уточнить в местной энергоснабжающей компании.
Затем на объекте определяются точки подключения электричества, планируется трасса и делаются расчеты. По результатам составляется проект, и только после получения технического решения энергоснабжающей организации и разрешения на строительство от местной администрации выездная бригада может приступить к монтажу.
Особенности установки/замены КТП на столбах
На столбах ЛЭП и бетонных опорах размещаются только малые мощности до 250 кВА. Это наиболее распространенный вариант в сельской местности и в частном секторе. Его преимущество заключается в скорости и дешевизне монтажа.
Для таких случаев используются трансформаторы серии ТМ или ТМГ, с расширительным баком, заполненным жидким диэлектриком. Высоковольтная часть расположена на одной платформе с низковольтной и закрыта в шкафу. Они в разы дешевле аналогов с эпоксидной изоляцией (ТСЛ или ТСЗ), но и весят в разы больше, потому требуют более устойчивой и прочной опорной конструкции.
При столбовом исполнении КТП применяется фиксация на одной или двух опорах ЛЭП, но для мачтовых КТП специально монтируются деревянные или железобетонные стойки, бруски или траверсы. Монтажные работы сводятся к сборке на строительной площадке опор и подключения дополнительных частей непосредственно в шкафу.
Сначала роется котлован, затем автокраном туда устанавливаются железобетонные опоры. Они могут быть как единичные, так и спаренные в виде буквы «П». Их количество зависит от веса и габаритов конструкции.
Высота стоек рассчитывается так, чтобы высоковольтный блок был не ближе 4м до земли, что регламентировано нормами ПУЭ и техникой безопасности. Столбы вкапывают на глубину 2м, так чтобы торцы были на одном уровне. Площадка планируется с наклоном для отведения дождевой воды и вытекшего масла (на случай аварии).
ПУЭ п. 4.2.67 (здесь и дальше будут использоваться пункты из Правил Устройства Электроустановок): Объем маслоприемника (без маслоотвода) должен быть достаточным для вмещения 100% масла в баке, а также 80% воды и средств пожаротушения с расчетом орошения площадей маслоприемника и боковой поверхности конструкции с интенсивностью 0,2л/см2 на протяжении 30 минут.
Согласно п.4.2.142, маслоприемник обязательный, если масса жидкого диэлектрика превышает 60 кг. От него до ближайшего сооружения должно быть не меньше 10м.
Сначала монтируется площадка на опорных стойках, затем автомобильным краном поднимается сам силовой трансформатор. Это самая тяжелая часть конструкции. При заполненном расширительном баке вес может быть от 350кг до 1200кг, потому без крана не обойтись.
Опорная рама крепится болтовыми соединениями к стальной удерживающей планке, затем устанавливается вспомогательное и защитное оборудование: низковольтная часть, предохранители. По окончанию всех монтажных работ делается контрольная проверка и запуск.
Для защиты от несанкционированного доступа посторонних лиц, низковольтное оборудование должно быть закрыто на замок в шкафу. Дополнительно нужно ограничить доступ к охранной зоне вокруг подстанции — установить ограждение и знаки электробезопасности. Согласно требованиям п. 4.2.41, высота забора должна быть не менее 1,6 м., а калитка должна быть на замке, чтобы доступ был только у обслуживающего персонала.
А вот городские ТП могут не иметь отдельного ограждения.
Если нужно больше мощностей
Свыше 250 кВа могут обеспечить только киосковые подстанции — их номинальная мощность может быть от 40 кВА до 2500 кВа, что часто используется и для электрификации многоквартирных домов, и даже промышленных предприятий.
Раньше они монтировались в кирпичном или бетонном здании, но сейчас чаще используется модульный металлический корпус. Собирается прямо на заводе и доставляется непосредственно на объект, потому быстро монтируется. Но из-за большого веса требует подготовки прочного фундамента.
Согласно п. 4.2.108, при весе до 2т и отсутствии катков разрешена установка непосредственно на фундаменте. На нем должны быть предусмотрены места для домкратов.
Подготовка опорной части
Бетонный фундамент должен быть строго горизонтальным, чтобы на нем не могла скапливаться дождевая вода. Перед заливкой оборудуются каналы для прокладки кабельных линий. Чтобы не было проседания под весом, под фундамент делается бетонная или щебеночно-песчаная подстилка высотой не менее 0,2м.
Согласно Строительных норм и правил (СНИП), расположение КТП нужно планировать так, чтобы соблюдалось расстояние не менее 0,8м от задней стороны или не меньше 1,3м от лицевой стороны здания. Конструкция должна иметь, как минимум 4 опорные точки по краям, притом что расстояние между ними должно быть не более 2м. Также нужно спланировать площадку для подъезда автомобильной техники, шириной не менее 3,5м.
Поднимается только автомобильным краном, и в подвешенном состоянии направляется рабочими. Отверстия для кабелей в полу должны совпадать с каналами в фундаменте, а рама должна плотно прилегать к бетонным блокам по всему периметру, потому что через зазоры может попадать вода и мусор.
Платформа должна выступать за габариты корпуса примерно на 25мм. Чтобы не допустить разрушения на торце, в местах стыковки делается оребрение металлическими уголками 50×50 мм или другого размера. К ним рама приваривается сваркой или крепится анкерными болтами. После фиксации корпуса собирается «начинка», подключаются низковольтные и высоковольтные линии.
В какой очередности делается комплектация
Трансформаторы до 1600 кВА доставляются с завода уже собранными и заправленными жидким диэлектриком, их может быть установлено один или несколько, зависимо от технических условий проекта. Но учитывая, что каждый весит минимум полтонны, для отгрузки понадобится автокран.
Предварительно нужно осмотреть внешние и опорные фарфоровые изоляторы на наличие трещин. Повреждения могли появиться от ударов при транспортировке. При наличии трещины изолятор подлежит замене.
Через РУНН пропускаются низковольтные кабели отходящих линий и выполняется ошиновка гибкими проводами. Жесткие шины перед установкой проверяются на наличие деформаций и при необходимости выравниваются.
«Высокая часть» воздушного ввода устанавливается вместе с разъединителем РЛНД. На крыше отсека снимаются заглушки, и устанавливаются изоляторы, затем высоковольтные вводы соединяются шинами, согласно цветовой маркировке.
Далее подключаются вторичные коммуникации РУНН и РУВН. По окончанию дополнительно проверяется работа механических блокировок, плотность затяжки болтовых соединений.
Еще на этапе фиксации корпуса на стальной раме под катки привариваются металлические уголки. Они нужны не только для повышения устойчивости конструкции, но и для контакта с защитным заземлением. Нулевая шина и корпус заземляются отдельно.
Основные требования к заземлению подстанции
Нормы заземления разрабатываются проектом в соответствии с ПУЭ. Собирается классический контур: по углам в землю забиваются штыри, соединяются стальной полосой и обязательно подключаются к металлическому корпусу хотя бы в одной точке. Для большей прочности, соединения фиксируют сваркой.
Расчет материалов для выхода на нужное сопротивление контура делается только после измерения удельного сопротивления земли. Пропускная способность зависит от уровня влажности и химического состава почвы. Согласно п.1.7.115, как естественные заземлители можно использовать:
- металлическую и железобетонную арматуру сооружений и зданий;
- заземлители опор воздушных линий;
- магистральные неэлектрифицированные железные дороги и подъездные пути, при наличии перемычек между рельсами;
- другие проводниковые сооружения, подходящие для целей заземления и не подлежащие даже временному демонтажу (обсадные трубы бурильных скважин, металлические шпунты гидротехнических сооружений и т.д.).
Пункт 1.7.116 запрещает подключать заземляющий контур к газопроводу, водопроводу, трубам отопления и канализационным коммуникациям.
Искусственные заземлители изготавливаются из меди, черной или нержавеющей стали, не подлежат окраске. Все габариты регламентированы и прописаны в таблице 1.7.5 ПУЭ.
| Материал | Тип заземлителя | Минимальные размеры | ||
| Диаметр, мм | Сечение, мм 2 | Толщина стенки, мм | ||
| Черная сталь | Вертикальное | 16 | — | — |
| Горизонтальное | 10 | 100 | 4 | |
| Оцинкованная сталь, нержавейка | Вертикальное | 16 | — | — |
| Горизонтальное | 10 | 90 | 3 | |
| Омедненная сталь | Вертикальное | 14 | — | — |
| Горизонтальное | 10 | — | — | |
| Медь | Круглый | 12 | — | — |
| Прямоугольная полоса (штаба) | — | 50 | 2 | |
| Труба | 20 | — | 2 | |
| Канат многопроволочный | 1,8 для каждой проволоки | 35 | — | |
Каждый электрод должен подключаться к общему контуру через отдельное ответвление. Он должен быть выполнен в виде многоугольника, но никак не ломаной полосы. Штыри или уголки нельзя соединять последовательно, потому что при нарушении контакта на одном участке, может «отвалиться» существенная часть цепи.
Все соединения выполняются сваркой или болтами, притом длина сварного шва должна вдвое превышать ширину прямоугольного соединения, а при фиксации круглого штыря в 6 раз превышать его диаметр, подобранный согласно классу напряжения.
Любые металлические элементы на опорах обязательно должны быть заземлены. Вместо горизонтальной сборной конструкции может использоваться длинный стальной штырь. Чтобы получить низкое сопротивление, его длина должна быть 5-10м, а толщина не менее 12 мм. Верхушка размещается на глубине около 0,5м, или 1м если это пахотные земли.
Молниезащита трансформаторной подстанции (как и заземление), регламентируется Правилами Устройства Электроустановок. В пункте 4.2.161 сказано о том, что должна быть предусмотрена защита от прямых ударов молнии и грозовых волн. Она проектируется с учетом количества грозовых часов в год и выполняется за счет тросовых или стержневых молниеотводов. Защита от молнии обязательна, если рядом нет высотных сооружений.
Со временем металл в сырой земле «съедается» коррозией, от чего может увеличиться сопротивление. Грозозащита вместе с заземлителем требует осмотра и обслуживания после сдачи в эксплуатацию, согласно ПУЭ и рекомендациям завода-изготовителя.
Ввод в эксплуатацию и техническое обслуживание
Порядок запуска определен постановлением КМУ от 8 октября 2008 года №923 и Правилами Устройства Электроустановок потребителей, утвержденных Министерством энергетики и угольной промышленности Украины. Разрешение на ввод в эксплуатацию выдает местное Облэнерго или другая компания, ответственная за электросети.
Стандартные рабочие климатические условия это высота до 1000м над уровнем моря и температура от -40°C до 40 °C при наружном размещении или от 10°C до 40°C внутри здания. При размещении выше 1000м требуется система искусственного подогрева воздуха.
Постоянный обслуживающий персонал держать нет смысла, так как осмотр и ремонтные работы требуются нечасто. Когда трансформаторная подстанция в собственности предприятия или дома, составляется типовой договор на обслуживание профильной организацией.
Согласно Постановлению КМУ от 26 октября 2011 года №1107, электрооборудование и сети с рабочим напряжением выше 1000В относятся к устройствам повышенной опасности и обслуживание должно проводится экспертной организацией.
Со временем требуются периодические осмотры и технический уход для устранения мелких неисправностей и планово-предупредительных ремонтных работ (без отключения от энергосистемы).
Рекомендованные порядок и частота обслуживания указаны в техническом паспорте и дополнительно прописываются в договоре. Стандартное техобслуживание выглядит так.
| Что включает в себя ТО | Рекомендуемая частот |
| Осмотр изоляторов, соединений шин, токоведущих частей, проверка показаний измерительных приборов, контроль уровня масла и наличие течи, а также осмотр состояния покраски | 1 раз в 6 месяцев |
| Осмотр электрооборудования, PE-шин и надземной части молниезащиты | 1 раз в год |
| Проверка цепи заземления с выборочным вскрытием отдельных ее элементов, измерение сопротивления контура | 1 раз в 3 года |
При наружном размещении рабочие элементы подвергаются воздействию влаги и температуры, поэтому их нужно время от времени подкрашивать и покрывать антикоррозионными средствами.
При капитальном ремонте предусмотрена замена токоведущих элементов, поврежденных изоляторов, стоек, креплений и т.д. Необходимость такого ремонта определяется по итогу планового осмотра или в случае повреждения при аварии. Плановый ремонт необходимо проводить хотя бы раз в 3 года, а внеочередной после 4 срабатываний масляного выключателя на короткое замыкание.
Срок полезного использования 15-20 лет, но фактический период эксплуатации зависит от стабильности нагрузки и климатических условий. Он может существенно сократиться при некачественном и несвоевременном обслуживании или наоборот увеличиться при щадящем режиме нагрузок и использовании качественных комплектующих.
Существует мнение, что трансформаторные подстанции могут нести опасность для окружающей среды и здоровья, живущих рядом людей. Появилось и немало мифов на этот счет, потому, давайте разбираться, какую опасность они могут принести.
Что есть мифы и какой реальный вред трансформаторной подстанции
Чтобы понять насколько реальный вред, необходимо поочередно разобрать наиболее распространенные мнения. Один из них касается пожаробезопасности, а именно возгорания и загрязнения из-за утечки масла с расширительного бака.
По физическим свойствам и химическому составу, это полупрозрачная диэлектрическая жидкость, полученная путем перегонки нефти. Она нужна для изоляции, а также отвода тепла из обмоток и магнитопровода.
Масло полностью биоразлагаемо и даже не вредит озоновому слою атмосферы, потому о химическом загрязнении территории речь не идет.
Истинное предубеждение только в том, что это горючая жидкость. Для возгорания необходима температура выше 135°С, а при 350-400°С она самовоспламеняется даже в закрытом баке (но не герметичном) и поддерживает горение больше 5 секунд. При утечке чисто теоретически масло может стать источником пожара, но такие случаи бывают крайне редко, и почти никогда не приводят к возгоранию ближайших объектов.
Протекший диэлектрик всегда скапливается в маслоприемной яме и даже при возгорании пожар не сможет распространиться дальше зоны ограждения.
Для возгорания нужна искра или электрическая дуга, но вероятность замыкания при утечке низкая. Данная жидкость по своей природе диэлектрик и даже если и попадет на токоведущие части к короткому замыканию это не приведет. Вероятнее всего, она просто будет скапливаться в маслоприемной канаве без каких-либо серьезных последствий.
На опасных производственных объектах (АЗС или нефтебазах) специально используются ТСЛ или ТСЗ. Вместо масла у них негорючая эпоксидная изоляция, потому риск возгорания и пожара в ходе эксплуатации очень низкий.
Еще один миф говорит о вредности для человека электромагнитного излучения. В процессе преобразования тока высокой мощности действительно возникает электромагнитное поле, но радиус его воздействия слишком малый, чтобы кому-либо навредить.
Безопасное расстояние соответствует охранной зоне — 3м, потому получить вред для здоровья вряд ли получится.
В жилой квартире это маловероятно, так как стена дома создаёт барьер от (и без того мизерного) электромагнитного излучения.
При проектировании всегда учитывается минимальное расстояние до зданий — от 3м до 24м, в зависимости от типа огнестойкости, но на практике чаще всего берется с запасом. От кирпичной стены жилого дома до подстанции обычно больше 10м, и влияние на здоровье крайне маловероятно, так как излучение подавляется на таком расстоянии.
Теоретически вред возможен, если она прямо напротив окна вашей квартиры, но это уже грубое нарушение СНИП. В такой ситуации необходимо жаловаться в суд, после чего специалисты выедут на место для экспертизы.
Если выяснится, что расстояние действительно меньше нормированного, балансодержатель будет вынужден перенести объект за свой счет.
Также многие «активные граждане» жалуются, что когда возле их дома работает трансформатор, то возникает фоновой шум, якобы нарушающий комфорт и наносящий вред здоровью. В государственных санитарных нормах и правилах прописаны максимально допустимые его значения.
Учитывайте тот факт, что в таблице указана нормативная громкость в непосредственной близости от источника. С учетом звукоизоляционных свойств защитного корпуса на расстоянии 10м шумовой фон будет не больше 10дБ, что эквивалентно шелесту листьев, а с закрытым окном его не слышно вообще.
И стоит учесть, что у мачтовых и столбовых КТП шумоизоляция хуже (чем у киосковых), но и средняя мощность меньше. Даже при максимальных для таких исполнений 250кВА фоновой шум будет не больше 65 дБ, что эквивалентно громкому разговору.
А если в сельской местности или частном секторе расстояние от домов соблюдается больше чем 10м, то звук будет слышен разве что при распахнутых окнах (и то нужно будет специально прислушиваться).
Перед вводом в эксплуатацию делается комплексная проверка, и все нормы при этом должны быть соблюдены. Потому вероятность причинения вреда здоровью живущих поблизости людей или окружающей среде крайне низкая, тем более что нормы безопасности время от времени только повышаются.
Фундаменты силовых трансформаторов и пути перекатки (Накладка К-1, Подкладка К-2). Гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов
Гравийная подсыпка — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Гравийная подсыпка
Гравийная подсыпка в местах установки трансформаторов и масляных выключателей выполняется толщиной не меньше чем 250 мм, а ее объем рассчитывается на поглощение гравием не меньше чем 20 % масла, содержащегося в трансформаторах или выключателях. Гравий или щебень берется крупностью 25 — 50 мм, без пыли, мелких фракций и глины. [1]
Маслоприемники, гравийная подсыпка, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. [2]
Маслоприемники, гравийная подсыпка, дренажи и мас-лоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. [3]
Маслоприемники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. [4]
Маслоприемники, гравийная подсыпка, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. [5]
Маслоприемники и гравийные подсыпки под маслонаполненным оборудованием, дренажи, маслоотводы и маслосборники сооружаются с целью ограничения распространения пожара при повреждении маслонаполненных трансформаторов ( реакторов) с массой масла более 1 т в одном баке и баковых выключателей 110 кВ и выше, сопровождающегося растеканием горящего масла. При протекании горящего масла через слой гравия температура его снижается и затрудняется доступ к нему воздуха, что приводят к прекращению пожара. В процессе эксплуатации гравий загрязняется и слипается, а это снижает его пропускную способность. Поэтому время от времени его нужно взрыхлять, а в случае необходимости заменять. Кроме того, во время капитального ремонта нужно проверять исправность дренажей и маслоотводов, устраняя засоренность труб. [6]
Маслоприемники, гравийная подсыпка, дренажи и мас-лоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. [7]
Маслоприемники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. [8]
Маслоприемники, маслосборники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. [9]
Маслоприемники, маслосборники, гравийные подсыпки, дренажи и маслоотводы должны поддерживаться в исправном состоянии. [10]
Увеличение объема маслосборного корыта в случае необходимости может быть достигнуто за счет увеличения площади гравийной подсыпки либо за счет частичного заглубления корыта в грунт. Толщина слоя гравия или щебня принимается выше поверхности планировки территорий подстанции не менее чем на 25 см. Подсыпка должна выступать за габариты оборудования не менее чем на 0 6 м при объеме масла от 1 000 до 2 000 кг и на 1 м при объеме масла более 2000 кг. [11]
Проезд транспорта на территории ОРУ осуществляется по свободно спланированной территории, улучшенной в необходимых случаях гравийной подсыпкой. [12]
Чтобы избежать распространения пожара при сливе масла из бака, под трансформаторами на открытых распределительных устройствах предусматривает-ся гравийная подсыпка, ограниченная бортовыми бетонными ограждениями. Если трансформаторы мощностью 60 MB-А и более расположены на расстоянии в свету менее 15 м, то между ними предусматриваются несгораемые перегородки. [13]
Разделительные перегородки должны иметь предел огнестойкости не менее 1 5 ч, ширину не менее ширины маслоприемника ( гравийной подсыпки) и высоту не менее высоты вводов высшего напряжения. Перегородки должны устанавливаться за пределами маслоприемника. [14]
На свеженасыпанном грунте в местах установки и передвижения кранов площадку следует перекрыть шпальным ( бревенчатым) настилом, инвентарными металлическими рамами, железобетонными плитами или сделать гравийную подсыпку. [15]
7.29.10. Силовые трансформаторы и масляные реакторы
Надежная эксплуатация трансформаторов и масляных реакторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:
-соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ;
-соблюдением норм качества масла, и особенно его изоляционных свойств и температурных режимов;
-содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования и защиты оборудования
Качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования, устройств автоматики и защиты.
Маслоприемные устройства под трансформаторами и реакторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.
В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже 1 раза в год промываться.
При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.
При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться замена гравия.
Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслопроводов.
Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм над землей.
В местах выкатки трансформаторов и масляных реакторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала, легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением.
Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов и масляных реакторов.
Вводы кабельных линий в шкафы управления, защиты и автоматики, а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах и масляных реакторах должны быть тщательно уплотнены несгораемым материалом.
На ОРУ аварийные емкости для приема масла от трансформаторов и масляных реакторов должны проверяться не реже 2 раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.
Стационарные установки пожаротушения, которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы, должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту.
Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.
Проверка работы стационарной установки пожаротушения и полноты орошения огнетушащим составом трансформатора или масляного реактора должна проводиться после их отключений (на 8ч и более) и ремонтов.
Результаты опробования записываются в оперативный журнал, а замечания — в журнал дефектов (картотеку).
Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30м) установленное оборудование и сооружения, а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.
Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям.
При осмотре трансформатора должна быть обеспечена возможность контроля целости мембраны.
При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев, заварка трещин) с соблюдением мер безопасности на работающем оборудовании.
При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии), вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.
Запрещается при пожаре на трансформаторе или масляном реакторе сливать масло из корпуса, так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.
В местах установки пожарной техники должны быть о6орудованы и обозначены места заземления.
Требования к установке трансформаторов
Для обеспечения правильной работы трансформаторов установка их должна быть выполнена в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок и трансформаторы должны быть снабжены необходимыми приборами, аппаратурой и приспособлениями.
Хотя обслуживающий персонал не имеет возможности что-либо изменить в уже действующей трансформаторной установке, он должен иметь представление о правильном выполнении этих установок, чтобы быть в состоянии своевременно обнаружить какие-либо ненормальности или недостатки, могущие возникнуть в процессе эксплуатации.
Трансформаторы, работающие в открытых электроустановках, устанавливаются на рельсах, уложенных на бетонных фундаментах, таким образом, чтобы трансформатор в установленном положении имел уклон в 1—1,5% в направлении к газовому реле и расширителю, для того чтобы газы, могущие образоваться в баке, беспрепятственно проходили к газовому реле. С этой целью маслопровод от бака к расширителю, на котором установлено газовое реле, должен иметь наклон в 2—4% с подъемом к расширителю. Уклон трансформатора может быть осуществлен установкой подкладок под катки со стороны расположения газового реле.
Трансформаторы малой мощности, не имеющие газового реле, устанавливаются без уклона.Вокруг фундамента трансформатора с количеством масла более 1 ООО кг должна быть выполнена выступающая за габарит трансформатора не менее чем на 1 м гравийная или щебеночная засыпка или подсыпка толщиной 250 мм с целью поглощения масла, вытекающего в случае аварии и пожара трансформатора. Гравий или щебень должен быть чистый, промытый, не засыпанный песком или грунтом, чтобы масло могло беспрепятственно протекать между отдельными кусками щебня.
Подсыпка во избежание растекания масла должна быть ограничена бортовыми бетонными ограждениями. Отвод масла из-под гравия должен осуществляться на безопасное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооружений (в систему отвода ливневых вод, овраг, реку и т. п.).
При установке трансформаторов в закрытых камерах с выходом во взрывной коридор или на втором этаже должны быть выполнены маслоприемники.
Трансформаторы любой мощности снабжаются расширителем, в котором содержится поступающее из бака масло при увеличении его объема вследствие нагрева.
Расширитель снабжается маслоуказательным стеклом для контроля уровня масла в расширителе и реле уровня масла (у крупных трансформаторов), чтобы сигнализировать снижение уровня масла ниже допустимого. Для осуществления «дыхания» трансформатора, т. е. засасывания воздуха в расширитель при снижении уровня масла и вытеснения воздуха при повышении уровня масла, в расширителе устраивается отверстие или дыхательная трубка для сообщения внутренней полости расширителя с атмосферой. Во избежание засасывания влаги воздух проходит через масляный затвор. У трансформаторов более III габарита дыхательная трубка отводится от расширителя вниз и к ней прикрепляется воздухоочистительный фильтр, заполненный силикагелем, поглощающим влагу. Фильтр также снабжен масляным затвором, задерживающим пыль.
У маслоуказательного стекла на стенке расширителя наносят отметки уровня масла при температуре масла —35°, +15° и +35° С. Назначение этих меток в том, чтобы по ним контролировать нормальный уровень масла в расширителе в зависимости от температуры масла при неработающем трансформаторе, когда температура масла равна температуре окружающего воздуха.
Трансформаторы мощностью более 630 ква снабжаются выхлопной (предохранительной) трубой с отверстием, закрытым стеклянной мембраной, рассчитанной на внутреннее давление в баке не более 0,5 ат. При повышении давления сверх допустимого мембрана ломается и давление газа внутри бака падает, при этом газы выбрасывают наружу масло, находящееся в трубе. Верхняя часть предохранительной трубы должна иметь сообщение посредством трубки с воздушным пространством в расширителе. Это необходимо для предотвращения ложной работы газового реле при резких колебаниях уровня масла в предохранительной трубе и расширителе. Например, при резком похолодании уровень масла в расширителе снижается, а в предохранительной трубе остается на прежнем уровне. Если резко нарушится плотность мембраны, уровни в трубе и расширителе сравняются, причем из бака в расширитель пройдет масло и газовое реле сработает.
Фундаменты силовых трансформаторов и пути перекатки (Накладка К-1, Подкладка К-2)
Изготавливаем рельсы и крепежные элементы путей перекатки силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов
— Крепежные элементы АМ Т
— Железнодорожные балки Б
Перейти в каталог:
Тел.:+7 (343) 201-31-70
Фундаменты силовых трансформаторов и пути перекатки
Силовые трансформаторы являются основными агрегатами повышающей или понижающей подстанции. Узел силового трансформатора состоит из фундамента трансформатора; порталов для крепления ошиновки, расположенных над фундаментом или рядом с ним; маслосборной ямы под трансформатором для предотвращения растекания пожароопасного трансформаторного масла при повреждении трансформатора, сопровождающемся в некоторых случаях пожаром; фундаментных стоек под систему охлаждения, под шкафы цепей вторичных соединений и силовые шкафы системы циркуляции масла и охлаждения трансформатора.
На крупных подстанциях напряжением 220 кВ и выше при наличии башни для ревизии трансформаторов или при необходимости перемещения трансформаторов с фундамента на собственных катках на монтажно-разгрузочную площадку вдоль ОРУ на некотором расстоянии параллельно фундаментам трансформаторов сооружаются железнодорожные пути перекатки с пересечениями рельсов, идущих от фундаментов.
В подавляющем большинстве проектов фундаменты главных силовых трансформаторов подстанций выполняют из сборных железобетонных плит типа НСП независимо от класса высшего напряжения и мощности трансформаторов.
Фундамент трансформатора из сборных железобетонных плит.
1 — плита; 2 — стенка маслосборной ямы; 3 — маслоприемник маслостока; 4 — бетонная стяжка; 5 — щебеночная засыпка.
Для грунтов, обладающих недостаточной несущей способностью, применяют свайные фундаменты с монолитными ростверками. Трансформаторы малой мощности, в том числе и трансформаторы собственных нужд, устанавливают на куст из двух или четырех фундаментных стоек, закрепленных в сверленых котлованах или выполненных из свай:
Свайный фундамент трансформатора собственных нужд.
Под сборные железобетонные плиты устраивают искусственное основание из песка и щебня, предотвращающее пучение и другие сезонные деформации основания. Однако при наличии в основании песчаных или песчано-гравийных грунтов конструкцию фундамента можно упростить, отказавшись от устройства искусственной песчаной постели.
Котлованы под сборные железобетонные фундаменты из плит разрабатывают экскаваторами. Оси и отметки выносят обычным способом. Дно выкопанного котлована зачищают до проектной отметки с допуском ±50 мм. Для просадочных грунтов в проекте дается решение по уплотнению грунта под фундаменты и гидроизоляции основания. Не следует допускать попадания на дно котлована дождевой воды. Гидроизоляцию выполняют путем битумирования или с помощью водонепроницаемой пленки. При битумировании жидкий битум с помощью гудронатора разливают по дну котлована, перемешивают с грунтом и уплотняют катками. Уклон делают от центра к краям. Толщина битумированного слоя выполняется по проекту, но не менее 100 мм. Пленочная защита выполняется из цельносварной полиэтиленовой пленки, уложенной на выравнивающий слой из песка по заданному проектом уклону. Сверху насыпают вручную слой песка толщиной не менее 25 см, что предотвратит повреждение пленки при последующих работах.
Для устройства песчаной подушки котлован заполняют песком, доставляемым самосвалами. Через каждые 20—30 см песок следует утрамбовывать. Допустимые отклонения от проектной отметки ±50 мм. Уплотнение выполняют плоскостными вибраторами, легкими ручными катками или трамбовками. Уплотнение песка весом бульдозера при наличии гидроизоляции недопустимо, так как она будет повреждена при наезде.
На песчаную подготовку, спланированную под рейку, укладывают и уплотняют теми же методами, что и песок, щебеночную засыпку, толщина которой должна быть указана в проекте, но не менее (300 ±50) мм. Щебень должен применяться без примесей, фракции 15—40 мм, негигроскопичный и не разрушающийся под действием влаги.
По выровненной щебеночной подготовке на проектной отметке (допустимое отклонение ±20 мм) выполняют бетонную стяжку толщиной (100±10) мм, либо стяжку из песчано-цементного раствора марки 100 толщиной (50±5) мм.
На свежеуложенную подготовку краном укладывают плиты НСП сборного фундамента. Если по какой-либо причине плиты не были уложены и стяжка схватилась, то перед укладкой плит для плотного их прилегания на ранее уложенную стяжку укладывают дополнительный выравнивающий слой минимальной толщины. Стяжка является дном маслосборной ямы, поэтому за пределами плит фундамента она выполняется с уклоном не менее (3±1)% в сторону маслоприемника.
Разница в отметках уложенных плит фундамента не должна превышать 3 мм, а отклонение осей рядов плит не более 5 мм.
В отверстия уложенных плит НСП вставляют анкерные болты. Расстояние между болтами устанавливается двухсотверстными подкладками. Качество резьбы болтов проверяется до установки, гайки должны свободно проворачиваться от руки. Анкерные болты заливают цементным раствором марки 150 и выверяют вдоль оси плиты по заранее натянутой струне. Это упростит подгонку элементов крепления рельсов к плитам.
Рельсы нужной длины укладывают на плиты, проверяют проектные отметки и прикрепляют к плитам в проектном положении:
1 — рельс; 2 — накладка; 3 — анкерный болт; 4 — подкладочная пластина; 5 — плита.
Разница в отметках рельсов, закрепленных на фундаментных плитах, независимо от количества ниток (2, 3 или 4), не должна превышать 1 мм, а допустимое отклонение по ширине колеи между любой парой рельсов 2 мм. Рельсы как в местах крепления, так и на всем своем протяжении должны опираться на плиту всей подошвой, для чего они подливаются песчано-цементным раствором марки 150. Подкладки под рельсы разрешается выполнять из пластин толщиной не более 20 мм. Подкладки из профилированного металла недопустимы.
Маслосборные ямы под трансформаторами рассчитываются на полный объем масла, содержащегося в трансформаторе. Поэтому размеры маслосборной ямы в плане и по глубине определяются объемом масла в трансформаторе. Края ямы должны быть удалены не менее чем на (1000±20) мм от крайних выступающих маслонаполненных точек — бака, системы охлаждения и др. Борта маслосборных ям выполняют из бетонных блоков или железобетонных плит. Высота бортов маслосборной ямы, которые выполняются по всему периметру, должна быть выше уровня окружающей планировки не менее чем на 150 мм и на 250 мм выше уровня гравийной засыпки внутри ямы. Место пересечения путей выкатки трансформатора с фундамента и бортов маслосборной ямы после установки трансформатора на фундамент тщательно заделывают до уровня бортов блоками, кирпичом или плитами, а стыки между ними — песчано-цементным раствором. Кромки бортов по всему периметру выполняют горизонтальными и проверяют уровнем. Очищенную от строительного и монтажного мусора маслосборную яму засыпают промытым гранитным щебнем или гравием фракции 40—70 мм слоем 250 мм.
Целесообразно гравийную засыпку укладывать слоем толщиной не менее 150 мм на стальную сетку с ячейками 30×30 мм. Сетку выполняют из круглой стали диаметром 8—10 мм и приподнимают ее на 300—500 мм над дном ямы, укладывая на заранее установленные на дно ямы бетонные столбики или блоки. Образовавшееся пространство создает значительный объем и сокращает размеры маслосборной ямы, что очень важно на закрытых подстанциях.
Отвод масла из ямы в сеть маслостоков осуществляется через маслоприемиик, живое сечение которого должно быть в 3 раза больше сечения маслоотводящей трубы. Маслоприемиик закрывают сверху стальной сеткой, суммарное сечение отверстий которой должно быть не менее чем в 2 раза больше сечения маслоотводящей трубы. Приямок маслопрпемника располагают в низшей точке маслосборной ямы. Обычно низшую точку проектируют в ближайшем углу от магистрального маслостока.
По условиям пожарной безопасности недопустимо прокладывать кабельные и трубные коммуникации трансформаторов ниже верхней кромки бортов маслосборной ямы. Эти коммуникации должны проходить только по верху бортов. Кабельные каналы должны иметь уклон в сторону фундамента трансформатора, а не наоборот; лотки могут прокладываться без уклона.
Стойки или сваи под систему охлаждения, силовые шкафы и сборки, шкафы вторичных цепей, опоры трубопроводов, фундаменты и стойки порталов и другие опоры под оборудование, располагаемые в зоне маслосборной ямы, следует устанавливать до производства работ по бетонной стяжке на дне маслосборной ямы, что предохранит ее от разрушения.
Пути перекатки трансформаторов (указаны на рисунке ниже) выполняют только для крупных трансформаторов напряжением 220 кВ и выше при наличии башни для ревизии трансформаторов, отдельно стоящего грузоподъемного устройства или при необходимости выкатки трансформатора на разгрузочную площадку в случае затрудненного подъезда к фундаменту.
Пути перекатки трансформаторов.
1 — рельсы путей перекатки; 2 — рельсы на фундаменте трансформатора; 3 — плиты железобетонные или шпалы; 4 — анкерное устройство для полиспаста.
Корыто под пути перекатки вырезают бульдозером. Отметка дна корыта не должна отличаться от проектной более чем на 50 мм. Основание выполняют щебеночным с дренажем, что обеспечивает перекатку трансформаторов в любое время года. Толщина основания не должна отличаться от проекта более чем на 50 мм. Для дренажа применяют перфорированные асбоцементные трубы. Отметка их не должна отличаться от проектной более чем на 20 мм. Шпалы или плиты укладывают на основание самоходными кранами.
Пересечение путей перекатки с рельсами фундаментов выполняют на сборных железобетонных плитах:
Пересечение путей с рельсами фундамента.
1 — переставной вкладыш; 2 — накладка крепления вкладыша.
Допустимая разница в отметках рельсов на пересечениях до 0,5 мм. Зазор в стыках при любом положении переставной части пересечения допустим не более 2 мм на сторону. Рельсы следует обрезать механическим способом, а отверстия для стыковых накладок — сверлить. Огневые способы резки недопустимы. Переставная часть рельсов к основным рельсам крепится накладками на болтах, при этом она должна опираться на плиту всей поверхностью подошвы.
При выполнении путей перекатки, совмещенных с автодорогой, перед укладкой бетонного покрытия плиты или железобетонные шпалы очищают от грязи и пыли. Для прохода реборд катков тележек трансформатора перед бетонированием вдоль рельсов с внутренней стороны вставляют деревянные брусья размером 50X50 мм, которые после снятия образуют канавки.
Для удобства перемещения трансформатора по путям перекатки и выкатки его с пересечения на фундамент или наоборот выполняют анкерные устройства, к которым крепят полиспасты. Анкерные устройства вдоль путей перекатки выполняют через каждые 60 — 80 м. Отклонение от проекта центра (точки крепления полиспаста) анкерного устройства по отношению к оси путей перекатки или оси фундамента трансформатора не должно превышать 100 мм.
Анкерное устройство из железобетонной стойки.
1 — хомут для крепления полиспаста; 2 — железобетонная стойка из обрезка центрифугированной стойки; 3 — ригель.
Удаление анкерного устройства от фундамента не ограничивается, а допустимое приближение не более 200 мм. На подстанциях напряжением 110 и 220 кВ иногда применяют совмещенные порталы, имеющие усиленные траверсу и стойки. Такой портал служит для подвески ошиновки и поднятия съемного бака (колокола) трансформатора при его ремонтах. На таких подстанциях отдельно стоящие грузоподъемные порталы и пути перекатки не строят.
Кроме указанных рекомендаций по ведению работ при строительстве путей перекатки и фундаментов трансформаторов должны выполняться требования СНиП и указания проекта.
К фундаментам трансформаторов, выполненным на отдельно стоящих стойках или сваях (для трансформаторов мощностью до 1000 кВ-А, питающих собственные нужды подстанций), предъявляются те же требования, что и для стоек и свай оборудования ОРУ. Маслосборные ямы под ними не строят.
Бетонированный маслоприемник — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1
Бетонированный маслоприемник
Бетонированные маслоприемники могут быть и без отвода масла в дренажную систему. В этом случае масло-приемник перекрывается решеткой со слоем гравия толщиной 25 см и должен быть на 5 см ниже решетки. Верхний уровень в маслоприемнике под трансформатором должен быть на 7 5 см ниже отверстия воздухоподводящего вентиляционного канала. [1]
Под трансформатором устраивают бетонированный маслоприемник, перекрытый решеткой со слоем гравия. [2]
При объеме масла в трансформаторе более 600 кг сооружается бетонированный маслоприемник. Камера имеет естественную вентиляцию благодаря верхним и нижним проемам с жалюзи. [3]
При установке на втором этаже или над подвалом под трансформатором устраивается бетонированный маслоприемник объемом не менее 20 % полного объема масла в аппарате или трансформаторе с отводом масла в аварийный резервуар, рассчитанный на полный объем масла в наиболее крупном трансформаторе или аппарате. [4]
Во встроенных помещениях КТП под каждым трансформатором при количестве масла до 600 кг должен быть устроен бетонированный маслоприемник на полный объем масла, а при количестве масла более 600 кг — не менее 20 % полного объема масла. Площадь маслопри-емника должна быть не менее площадки основания трансформатора. [5]
Между трансформаторами, установленными на открытом воздухе, предусматриваются разделительные стенки, под трансформаторами — маслосборные ямы, перекрытые решетками с гравийной засыпкой, или бетонированные маслоприемники с масло-отводной трубой в аварийный резервуар для сбора сливающегося масла. [6]
Так как масляные трансформаторы пожаро — и взрывоопасны, их устанавливают в специально сооруженных помещениях, в которых стены, опоры, перегородки и перекрытия огнестойкие. Под трансформатором устраивают бетонированный маслоприемник, перекрытый решеткой со слоем гравия. [7]
Для предотвращения возникновения и распространения пожара при повреждении масляных трансформаторов, реакторов и баковых выключателей предусматриваются мероприятия против растекания масла из этого оборудования. При установке подстанций на первом этаже на внутрицеховых подстанциях и КТП под трансформаторами устанавливается бетонированный маслоприемник на полный объем масла без отвода его. Он перекрывается решеткой со слоем гравия 25 см; уровень масла должен быть на 5 см ниже решетки. Верхний уровень гравия в маслоприемнике под трансформатором должен быть на 7 5 см ниже отверстий воздухоподводящего вентиляционного канала. Площадь маслоприемшжа должна быть не менее площади основания аппарата. [8]
При единоличном осмотре нельзя заходить в камеру трансформатора: следует стоять перед барьером. Если трансформатор осматривают два лица ( старший с IV квалификационной группой), то одному из них разрешается войти в камеру и проверить показания термометров, состояние кожухов, отсутствие ьгечи масла, его уровень в расширителе, состояние устройств маслоохлаждения и маслосбора, отсутствие нагрева контактов, исправность сигнализации, заземления. В случае пожара масло из баков трансформаторов быстро сливают в дренаж ( гравий или щебень) н отводят в безопасное место. Такой мас-лоприемник рассчитан на случай аварийного разлива всего объема масла. Бетонированный маслоприемник вмещает не менее 20 % масла с отводом его в дренажную систему. [9]
Глава 16. силовые трансформаторы и масляные реакторы правила пожарной безопасности для энергетических предприятий- рд 153-34-0-03-301-00 (утв- РАО ЕЭС России 09-03-2000) (2018). Актуально в 2018 году
+7 812 627 17 35
+7 499 350 44 79
8 (800) 333-45-16 доб. 100
ПРАВИЛА ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ- РД 153-34-0-03-301-00 (утв- РАО ЕЭС России 09-03-2000) (2018) Актуально в 2018 году
16.1. Надежная эксплуатация трансформаторов и масляных реакторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:
16.1.1. Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ.
16.1.2. Соблюдением норм качества масла, и особенно его изоляционных свойств и температурных режимов.
16.1.3. Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования и защиты оборудования.
16.1.4. Качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования, устройств автоматики и защиты.
16.2. Маслоприемные устройства под трансформаторами и реакторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.
16.3. В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже 1 раза в год промываться.
При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.
При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.
16.4. Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.
16.5. Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов, высотой не менее 150 мм над землей.
В местах выкатки трансформаторов и масляных реакторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала, легкоубираемого при ремонтах, с последующим восстановлением его целостности.
16.6. Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов и масляных реакторов.
16.7. Вводы кабельных линий в шкафы управления, защиты и автоматики, а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах должны быть тщательно уплотнены водостойким несгораемым материалом.
16.8. Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов, масляных реакторов и выключателей должны проверяться не реже 2 раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.
16.9. Стационарные установки пожаротушения, которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы, должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту.
Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.
16.10. Проверка работы стационарной установки пожаротушения и полноты орошения огнетушащим составом (вода, пена) трансформатора или масляного реактора должна проводиться при возможных технологических их отключениях (на срок 8 часов и более), а также обязательно после проведения ремонтов на этом силовом оборудовании.
Результаты опробования записываются в оперативный журнал, а замечания — в журнал (картотеку) дефектов и неполадок с оборудованием.
16.11. Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения, а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.
16.12. Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям.
Запрещается их выполнение из материала, не предусмотренного заводом — изготовителем.
При осмотре трансформатора должна быть обеспечена возможность контроля целостности мембраны.
16.13. При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев, заварка трещин) с соблюдением мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.
16.14. При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии), вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.
16.15. Запрещается при пожаре на трансформаторе или масляном реакторе сливать масло из корпуса, так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.
16.16. В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления.
Места заземления передвижной пожарной техники определяются специалистами энергетических объектов совместно с представителями гарнизона пожарной охраны и обозначаются знаком заземления.
16.17. Запрещается включение в эксплуатацию трансформаторов и масляных реакторов на электростанциях и подстанциях, если не обеспечена полная готовность к работе установок пожаротушения, предусмотренных проектом.
Кто обязан организовать обучение, проверку знаний, инструктаж персонала в соответствии с требованиями государственных стандартов, настоящих Правил, правил безопасности труда и местных инструкций?
| Руководитель Потребителя |
Какое из положений не соответствует Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей?
| Ответственность за правильное и своевременное расследование и учет несчастных случаев, оформление актов формы Н-1, разработку и реализацию мероприятий по устранению причин несчастного случая несет ответственный за электрохозяйство Потребителя |
Как часто должен пересматриваться Перечень технической документации структурного подразделения, утверждаемый техническим руководителем организации?
| Не реже одного раза в три года |
Как часто должна проводиться проверка электрических схем электроустановок на соответствие фактическим эксплуатационным?
| Не реже одного раза в два года с отметкой о проверке |
Что из перечисленного не входит в комплект документации, хранящейся на рабочем месте оперативного персонала?
| Журнал регистрации вводного инструктажа |
Как часто должны пересматриваться производственные инструкции по эксплуатации электроустановок?
| Не реже одного раза в три года |
Какими нормативно-техническими документами необходимо руководствоваться при установке силовых трансформаторов?
| Правилами устройства электроустановок и нормами технологического проектирования подстанций |
При каком значении давления в баке герметичного трансформатора обслуживающий персонал должен снизить нагрузку?
| Выше 50 кПа (0,5 кгс/см2) |
С какой периодичностью должна промываться гравийная засыпка маслоприемников трансформаторов?
| Не реже одного раза в год |
Что необходимо предпринять при образовании на гравийной засыпке маслоприемников трансформаторов твердых отложений от нефтепродуктов толщиной более 3 мм?
| Заменить гравий |
Что из перечисленного не соответствует требованиям Правил к содержанию трансформаторов наружной установки?
| Трансформаторы и реакторы наружной установки окрашиваются в темные тона краской, устойчивой к атмосферным воздействиям и воздействию трансформаторного масла |
С какой периодичностью в распределительных электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно производят измерения нагрузок и напряжений трансформаторов?
В первый год эксплуатации не менее 2 раз — в период максимальных и минимальных нагрузок, в дальнейшем — по необходимости
При каких условиях допускается параллельная работа трансформаторов?
| Группы соединений обмоток одинаковы; соотношение мощностей трансформаторов не более 1:3; коэффициенты трансформации отличаются не более чем на 0,5 %; напряжения короткого замыкания отличаются не более чем на 10 %; произведена фазировка трансформаторов |
Какая нагрузка допускается для масляных трансформаторов?
| Продолжительная нагрузка любой обмотки током, превышающим на 5 % номинальный ток ответвления, если напряжение не превышает номинальное напряжение соответствующего ответвления |
343-91.Какова продолжительность кратковременной перегрузки масляного трансформатора сверх номинального тока на 30 %?
344-92.Какова продолжительность кратковременной перегрузки масляного трансформатора сверх номинального тока на 45 %?
345-93.Какова продолжительность кратковременной перегрузки масляного трансформатора в аварийном режиме при перегрузке по току в 100 %?
Какой должна быть температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке трансформатора с системой масляного охлаждения?
Какой должна быть температура верхних слоев масла при номинальной нагрузке трансформатора с системой масляного охлаждения с дутьем и принудительной циркуляцией масла?
Какой должна быть температура масла на входе в маслоохладитель при номинальной нагрузке трансформатора с системой масляного охлаждения с принудительной циркуляцией масла через водоохладитель?
349-97.В течение какого времени допускается работа с номинальной нагрузкой трансформаторов с системами охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов и температуре окружающего воздуха -15 °С?
350-98.Какова допустимая длительность работы трансформатора с номинальной нагрузкой с системой охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов и температуре окружающего воздуха 0 °С?
351-99.В течение какого времени допускается работа с номинальной нагрузкой трансформаторов с системами охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов и температуре окружающего воздуха +20 °С?
52-100.Какова допустимая длительность работы трансформатора с номинальной нагрузкой с системой охлаждения Д при аварийном отключении всех вентиляторов и температуре окружающего воздуха +30 °С?
В каком случае на трансформаторах с системой охлаждения Д электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться?
| При температуре масла 55 °С или токе, равном номинальному, независимо от температуры масла |
При каком условии производится отключение электродвигателей вентиляторов на трансформаторах с системой охлаждения Д?
| При снижении температуры верхних слоев масла до 50 °С, если при этом ток нагрузки менее номинального |
Как часто должна проверяться правильность выбора коэффициента трансформации на трансформаторах, оснащенных переключателями ответвлений обмоток без возбуждения?
Не менее 2 раз в год — перед наступлением зимнего максимума и летнего минимума нагрузки
Как часто должен проводиться осмотр трансформаторов электроустановок без их отключения?