Недостатки автотрансформаторов

Недостатком автотрансформатора является необходимость выполнения изоляции обеих обмоток на большее напряжение, так как обмотки имеют электрическую связь.

Существенный недостаток автотрансформаторов - гальваническая связь между первичной и вторичной цепями, что не позволяет использовать их в качестве силовых в сетях 6 - 10 кВ при понижении напряжения до 0,38 кВ, так как напряжение 380 В подводится к оборудованию, на котором работают люди.

При авариях из-за наличия электрической связи между обмотками в автотрансформаторе высшее напряжение может оказаться приложенным к обмотке низшего. При этом все части эксплуатируемой установки окажутся соединенными с высоковольтной частью, что не допускается по условиям безопасности обслуживания и из-за возможности пробоя изоляции токопроводящих частей присоединенного электрооборудования.

Высоковольтные автотрансформаторы

Вопрос 2 Маркировка, условные обозначения в схемах электрических цепей автотрансформаторов.

Тема 8.6. Монтаж, установка на рабочее место трансформаторов. 2+ср

Вопрос 1 Поступление трансформаторов от завода изготовителя.

Вопрос 2 Подготовка трансформаторов к монтажу и установке на рабочее место.

План урока     Тема урока Монтаж силовых трансформаторов. Цели урока: Образовательная - дать начальное представление о монтаже силовых трансформаторов мощностью от 2500—6300 до 80000— 100000 кВА, напряжением 35—110кВ. Развивающая – развивать у учащихся память; умение сравнивать, анализировать; способность логически мыслить; Воспитательная – воспитать инициативу и самостоятельность в трудовой деятельности; чувство гордости за свою профессию; внимательность в соблюдении правил т/б; привить бережное отношение к инструменту и оборудованию; Методическая – формировать практические умения и навыки; Тип урока: изучение трудовых приемов и операций. Вид урока: Урок – инструктирование; самостоятельная работа учащихся; Материально – техническое оснащение урока: Оборудование: 1. Силовые трансформаторы мощностью от 2500—6300 до 80000— 100000 кВА, напряжением 35—110кВ., персональный компьютер, экран для демонстрации видеоролика и презентации. 2. Инструменты и материалы: набор электромонтажного инструмента. 3. Наглядные пособия: презентация урока «Монтаж силовых трансформаторов». Методические приемы: наглядные (метод демонстрации), практические (упражнение), словесные (объяснение, рассказ) Используемая литература: 1. Ю.Д.Сибикин, Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. В 2 кн. Кн. 1: учебник. для нач. проф. образования. -М.: АКАДЕМИЯ, 2010.- 208 с. 2. Ю.Д.Сибикин, Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. В 2 кн. Кн. 2: учебник. для нач. проф. образования. -М.: АКАДЕМИЯ, 2010.- 256 с. 3. В.М.Нестеренко, А.М.Мысьянов, Технология электромонтажных работ. 4-е изд., стер. – М.: Издательский центр «Академия», 2007. – 592 с. Время на тему: 4 часов.   Организация и ход урока: I. Организационная часть: 1.1. Проверка явки учащихся на занятие. 1.2. Проверка внешнего вида и готовности к уроку.   II. Вводный инструктаж: 2.1. Сообщение темы и цели урока. 22. Мотивация к изучению темы. 2.3. Актуализация опорных знаний:   1. Для повторения пройденной темы обучающимся выдают тесты по теме «Силовые трансформаторы» и сообщают критерии оценок: При правильном варианте ответов: всех заданий ставится оценка «5»; 9,8.7 заданий - оценка «4»; 6,5 заданий - оценка «3»; менее 5 заданий - оценка «2». 2. Фронтальная беседа. 1). Из каких основных элементов состоит силовой трансформатор? (1 — корпус бака, 2 — циркуляционные трубы, 3 — крышка, 4 — термометр, 5 — подъемное кольцо, 6 — переключатель регулирования напряжения, 7 — ввод обмоток НН, 8 — ввод обмоток ВН, 9 — пробка отверстия для заливки масла, 10 — маслоуказатель, 11 — пробка расширителя, 12 — расширитель, 13 — патрубок, соединяющий расширитель с баком, 14 — горизонтальная прессующая шпилька, 15 — вертикальная подъемная шпилька, 16 — магнитопровод, 17 — обмотка НН, 18 — обмотка ВН, 19 — маслоспускная пробка, 20 — ярмовая балка, 21 — вертикальная стяжная шпилька, 22 — катки).   Рис. 1. Силовой трехфазный масляный трансформатор. 2). Для чего служат основные элементы силового трансформатора? Бак служит резервуаром для охлаждающего масла, предохраняет находящиеся внутри него детали от повреждений, а также образует поверхность охлаждения, необходимую для лучшего отвода тепла от трансформатора. Переключатели представляют собой контактные устройства, при помощи которых осуществляют переключение ответвлений обмоток и изменение, таким образом, коэффициента трансформации посредством изменения числа витков обмотки ВН. Термометр и термометрический сигнализатор служат для наблюдения за температурой верхних слоев масла, находящегося в баке трансформатора. Пробивной предохранитель служит для защиты персонала и низковольтных аппаратов от высокого напряжения при переходе потенциала с обмоток ВН на обмотки НН вследствие пробоя изоляции между обмотками или отводами. Вводы силовых трансформаторов служат для изоляции выводимых из бака концов обмотки и присоединения их к различным элементам электроустановки. Расширитель служит для обеспечения постоянного заполнения бака трансформатора маслом, а также для уменьшения поверхности соприкосновения масла с воздухом и защиты таким образом масла от увлажнения и окисления. Кроме того, расширитель компенсирует изменяющийся объем масла в баке при колебаниях температуры. Газовое реле служит для сигнализации и отключения силового трансформатора при возникновении в нем внутренних повреждений, вызывающих местные нагревы, а вследствие этого разложение масла, дерева или изоляции и образование газов. Объяснение нового материала методом рассказа и показа приемов с демонстрацией презентации по теме   Вопрос 2 Подготовка трансформаторов к монтажу и установке на рабочее место 1. Порядок и последовательность монтажа силового трансформатора. Перед началом работ по монтажу производят оценку состояния изоляции трансформатора на увлажненность. При увлажнении изоляции трансформатора в период транспортировки и хранения перед началом монтажа производят сушку трансформатора. Для установки основных комплектующих узлов (вводов, приводов переключателей, выхлопной трубы и др.) требуется вскрытие заглушек и люков. Ввиду того, что окружающий воздух в это время проникает в бак трансформатора, возникают неблагоприятные условия для сохранности изоляции, поэтому эти работы надо организовать так, чтобы сократить до минимума время нахождения трансформатора со вскрытыми заглушками и люками. Общее суммарное время не должно превышать 20 ч. Более длительное нахождение трансформатора со вскрытыми заглушками и люками приводит к повышенному увлажнению масла и расположенных в надмасляном пространстве изоляционных деталей, что может вызвать необходимость их дополнительной сушки. Вскрывать заглушки необходимо в сухую и устойчивую погоду при относительной влажности не более 85%. Необходимо следить, чтобы после вскрытия заглушки в трансформатор не попали пыль, грязь и посторонние предметы, которые перед началом работ необходимо тщательно удалить с бака и комплектующих узлов, а монтажную площадку очистить от источников пылеобразования. Следует установить учет и контроль за инструментом и приспособлениями, применяемыми при установке комплектующих узлов. Для предотвращения увлажнения при вскрытии трансформатора можно продувать надмасляное пространство предварительно осушенным воздухом. Установку вводов 35—110 кВ, монтаж расширителя, приборов, арматуры, систем охлаждения производят без осмотра активной части и слива масла из бака. Если в период транспортировки, разгрузки и хранения были допущены такие нарушения, которые могли вызвать внутренние повреждения трансформатора, перед началом монтажа производят ревизию его активной части. При выполнении ревизии вскрывают заглушки и масло полностью сливают из бака. При этом вся масса изоляции соприкасается с влажным окружающим воздухом. Правильность монтажа контролируют путем измерений и оценки параметров изоляции и пуско-наладочных испытаний. После установки комплектующих узлов доливают в трансформатор масло, проверяют герметичность, устанавливают трансформатор на фундамент и производят другие окончательные работы. После оформления монтажно-наладочной документации и проверки защит трансформатор может быть испытан постановкой под номинальное напряжение и затем введен в эксплуатацию. 2. Монтаж вводов Для вывода отводов от обмоток напряжением 3 — 35 кВ применяют, как правило, разборные вводы, конструкция которых позволяет легко производить их монтаж и демонтаж, а также замену фарфорового изолятора при сливе незначительного количества масла из трансформатора.   Установку вводов на трансформатор производят следующим образом: Демонтируя на баке трансформатора заглушки для установки вводов, подсоединяют токоведущую шпильку к гибким связям отводов от обмотки при помощи гаек и контргаек. Затем устанавливают детали уплотнения и закрепления фарфорового изолятора. Выступ на токоведущей шпильке должен пройти в соответствующий паз в верхней части изолятора. Во избежание повреждения фарфоровых изоляторов затяжку гаек следует производить осторожно, без рывков, и равномерно по периметру уплотнения. В практике нередко применяют несколько иной порядок монтажа вводов, когда вначале закрепляют и уплотняют фарфоровый изолятор с установленной токоведущей шпилькой, а затем через боковые люки подсоединяют гибкие связи отводов к шпильке. При монтаже вводов необходимо следить, чтобы внутрь трансформатора не попали грязь, влага, посторонние предметы, и уделять особое внимание созданию надежного электрического контакта, герметичности уплотнения изолятора и шпильки, а также правильному расположению гибких соединений внутри трансформатора. Изоляционные расстояния между гибкими соединениями вводов, между фазами и другими заземленными и токоведущими частями трансформатора должны быть, как правило, не менее 50 мм. Токоведущие шпильки вводов 3—35кВ на токи до 630А припаивают к гибкому отводу обмотки при изготовлении трансформатора. Закрепление и уплотнение таких вводов производят аналогичным образом. Для вывода отводов обмоток высшего напряжения в трансформаторах применяют высоковольтные маслоналолненные вводы герметичного и негерметичного исполнения, а также высоковольтные вводы с твердой изоляцией. Высоковольтные вводы, как правило, закрепляют на фланце переходного патрубка, внутри которого могут располагаться встроенные трансформаторы тока, предназначенные для питания электрических цепей защит и измерения. Если переходные патрубки транспортируются отдельно от трансформатора, их необходимо установить перед началом монтажа вводов. Распаковку и подъем ввода из упаковочного ящика следует производить с большей осторожностью. При распаковке ввода 110 кВ необходимо снять доски с надписью «верх», вынуть верхние половины распорок, удерживающих ввод в ящике; боковые стенки ящика не снимать, так как нижние распорки, на которых размещен ввод, закреплены на этих стенках. К рымам на опорном фланце соединительной втулки ввода следует прикрепить канаты, подвешенные на крюк подъемного устройства. В середине верхней фарфоровой покрышки необходимо установить скобу 2 (рис. 2) с резиновой прокладкой 4, прикрепленную к полиспасту. Затем поднять ввод одновременно крюками подъемного устройства и полиспастом.   Рис. 2. Подъем маслонаполненного ввода напряжением 110 кВ из упаковки: 1 - ввод; 2 - разъемная скоба; 3 - полиспаст; 4 - резиновая прокладка.   При распаковке маслонаполненного ввода герметичной конструкции напряжением 110 кВ (рис. 3) необходимо снять верхние половины распорок, удерживающие вводы в ящике, установить разъемную скобу 4 с резиновой прокладкой (рис.3,а), поднять ввод из упаковки, так же как ввод негерметичной конструкции, установить временные деревянные подставки 6 (рис. 3,б), на которые осторожно уложить ввод в горизонтальное положение, после чего очистить и осмотреть ввод. Рис. 3. Распаковка маслонаполненного герметичного ввода напряжением 110 кВ: а - размещение ввода в ящике; б - установка ввода на временных подставках; в - установка ввода на стойке; 1 - экран; 2 - соединительная втулка; 3 - манометр; 4 - разъемная скоба с резиновой прокладкой; 5 - корпус компенсатора давления; 6 - временные деревянные подставки; 7 - кольцевой трос; 8 - грузовые косынки.     Перед монтажом вводы должны быть выставлены в вертикальном положении в стойках (рис.4) возле трансформатора на расстоянии, позволяющем осуществить их подъем и установку предусмотренным для этой цели крановым механизмом, и проверены.   Рис. 4. Стойка для хранения ввода напряжением 110 кВ. Перед подъемом вводов, установленных в стойках, в нижней части их закрепляют экран, тщательно протирают нижний фарфоровый изолятор, а через центральную трубу ввода пропускают гибкий канатик или веревку, механическая прочность которой должна быть достаточной для подъема гибкого кабеля отвода. Для установки на трансформатор вводы поднимают при помощи крановых механизмов и стропов соответствующей грузоподъемности за имеющиеся подъемные кольца на опорном фланце (рис. 5). Верхняя часть фарфорового изолятора ввода крепится веревкой к подъемным стропам во избежание опрокидывания и для создания необходимого для установки угла наклона. Уклон ввода создается таким образом, чтобы пробка для выпуска воздуха и патрубок для подсоединения к общему газопроводу трансформатора были расположены в наивысшем месте фланца ввода. Неправильное расположение пробки и патрубка может привести к образованию воздушного мешка после заливки трансформатора маслом.     Рис. 5. Монтаж вводов 110 кВ 1 — протягивающий канатик; 2 — веревка; 3 — трос; 4 — ввод; 5 — деревянные планки для крепления бакелитового цилиндра; 6 — бакелитовый цилиндр; 7 — отвод; 8 — наконечник отвода; 9 — гайка; 10 — уплотняющий фланец; 11 — резиновая прокладка; 12 — экран   После вывода из стойки на нижний фарфоровый изолятор надевают изоляционный бакелитовый цилиндр и закрепляют его при помощи деревянных планок и шурупов на нижнем фланце переходной втулки. В таком состоянии ввод располагают возможно точнее в центре отверстия люка переходного патрубка, а конец канатика, пропущенного через центральную трубу ввода, прикрепляют к кабельному наконечнику гибкого отвода обмотки. После этого кабель с наконечником осторожно протягивают при помощи канатика через токоведущую трубу ввода. Во время протягивания необходимо следить за расправлением и натяжением кабеля. Когда свободная часть кабеля будет вся протянута в трубу, приступают к медленному опусканию ввода в бак трансформатора, умеренно подтягивая канатик. Ввод опускают до установки его фланца на уплотняющую прокладку. После установки ввода на место закрепляют и уплотняют фланец ввода, затем кабельный наконечник. При этом выемка в наконечнике должна совпадать с соответствующим выступом на фланце ввода. Нижняя часть наконечника должна плотно прилегать к фланцу ввода. Выполнять уплотнение наконечника ввода необходимо очень тщательно, так как некачественное уплотнение может стать причиной попадания влаги в трансформатор. Для уплотнения кабельного наконечника применяют только новые исправные уплотнения соответствующей толщины. Высоковольтные вводы с твердой изоляцией в отличие от бумажно-масляных не имеют экрана в нижней части, а их изоляционный бакелитовый цилиндр крепят на переходном патрубке. Перед установкой таких вводов предварительно удаляют транспортный кожух, установленный на нижней части ввода. Монтаж вводов с твердой изоляцией аналогичен монтажу маслонаполненных вводов. 3.Установка привода и наладка переключателей типов ПБВ и ПТЛ В конструкции силовых трансформаторов широкое применение находят переключатели типов ПБВ и ПТЛ, предназначенные для изменения количества обтекаемых током витков обмоток при отключенном от сети трансформаторе дисков, в которые запрессованы неподвижные контакты, пр. Переключатели типа ПБВ (рис. 6, а - в) состоят из двух изоляционных, представляющие собой медные или латунные цилиндрические стержни; к стержням подсоединены гибкие кабели, соединенные с отводами от обмотки. Подвижный контакт выполнен в виде контактного кольца, закрепленного на стальном коленчатом валу. В кольцо вставлена спиральная пружина, которая в рабочем положении прижимает его к двум контактным стержням. Верхний конец коленчатого вала посредством муфты со штифтом соединяют с приводным устройством.     Рис. 6. Монтаж переключателей типа ПБВ: а - переключатель; б - электрическая схема; в – привод: 1 - пружинные кольца подвижного контакта; 2 - неподвижные контакты; 3 - выходной вал переключателя; 4 - вилка нижней муфты; 5 - бумажно-бакелитовые цилиндры; 6 - изоляционная штанга; 7 - колпак; 8 - нониусное кольцо; 9 - шпонка; 10- винт; 11 - гайка сальника; 12- набивка сальника; 13 - вал привода; 14- корпус сальника; 15 - фиксирующие болты; 16 - упор на колпаке; 17 - указатель положения переключателя; 18 - упор на крышке сальника.   Приводное устройство состоит из соединительной изоляционной штанги 6 и специального приводного колпака 7. Крепление его к баку и уплотнение вала привода осуществляют посредством сальника. На корпусе сальника нанесены цифровые обозначения положения контактов переключателя (I, II, III, IV, V). На корпусе сальника имеются резьбовые отверстия для установки фиксирующего штифта. На корпусе установлены два упорных штифта, ограничивающие переключение за крайние положения. Внутри колпака находится нониусное кольцо 8, позволяющее производить регулировку его положения с положением переключателя. Для перевода переключателя на следующую ступень необходимо отвернуть два фиксирующих болта 15, расположенных на колпаке. После переключения стрелка на колпаке будет показывать положение переключателя, нанесенное на корпусе сальника, а отверстия в корпусах колпака и сальника под установку фиксирующих болтов должны совпадать. Если эти отверстия не совпадают, необходимо снять колпак, разъединить нониусное кольцо, расположенное внутри колпака, и, отрегулировав правильное положение указателя 17, закрепить вновь нониусное кольцо. Если после отправки с завода выполненная при изготовлении регулировка приводного устройства переключателя не была нарушена, при монтаже трансформаторов производят проверку работы переключателя путем многократного изменения положений и измерения получаемых коэффициентов трансформации на каждом положении. При этом под действием пружин контактных колец должно четко фиксироваться положение переключателя, а коэффициент трансформации должен соответствовать паспортным данным трансформатора. При переключении необходимо также следить за тем, чтобы конец шарнира колпака привода не нажимал на штангу, через которую передается вращение переключателю. При проверке работы переключателя нельзя переключать его за крайние положения, ограничиваемые стопорными штифтами, а также применять приводные колпаки, не отрегулированные для данного переключателя. Если в период монтажа по каким-либо причинам, например для съема колокола при ревизии, снималась штанга или была нарушена заводская регулировка переключателя, установку и регулировку приводного механизма производят следующим образом: Надевают нижнюю муфту штанги с прорезями на выходной вал переключателя. Установив привод на уплотняющие прокладки, подсоединяют к нему штангу. Для этого при помощи штифта соединяют вал привода с верхней муфтой штанги. Вращая привод, устанавливают переключатель во все возможные положения, измеряя при этом коэффициент трансформации и активное сопротивление обмоток на всех ступенях регулирования. На основании этих измерений определяют и устанавливают переключатель в первое положение. Первому положению соответствует расположение контактных колец между контактными трубами А2 — A3 (рис. 6,б). После этого прикрепляют крышку сальника к баку, регулируют при помощи нониусного кольца положение колпака так, чтобы стрелка на колпаке указывала первое положение и отверстия для установки фиксирующих болтов в корпусе сальника и колпака совпадали. Проверяют выполнение этих требований для всех положений переключателя, устанавливают переключатель в нужное положение и фиксируют его затяжкой болтов. Способ переключения, а также конструкция приводного механизма переключателя типа ПТЛ в основном те же, что и у устройств переключателя типа ПБВ, поэтому проверка состояния и наладка его работы осуществляются описанными выше способами. 4. Монтаж расширителя и выхлопной трубы Расширители в силовых трансформаторах предназначены для поддержания и контроля необходимого уровня масла в баке и обеспечения температурного расширения масла в процессе работы трансформаторов. Для этих целей в конструкциях расширителя, который представляет собой по форме, как правило, герметичную цилиндрическую емкость, предусматриваются указатели уровня масла в нем, патрубки для соединения его внутренней полости с баком трансформатора и окружающей средой, патрубок для доливки масла, пробка для слива остатков масла и другие приспособления (рис. 7 а, б). Расширители обычных типов трансформаторов с РПН имеют специальный отсек, предназначенный для поддержания и контроля необходимого уровня масла и температурного расширения масла в емкости контактора регулятора. Перед установкой расширителя на бак трансформатора через торцевые люки проверяют состояние его внутренней поверхности, которая должна быть чистой и не иметь механических повреждений. При необходимости расширитель промывают сухим трансформаторным маслом и сливают остатки масла через спускную пробку. Одновременно следует убедиться и в целостности сварных швов внутренних патрубков, которые могли быть повреждены во время перевозки. После устранения замеченных недостатков приступают к установке демонтированных на время перевозки узлов расширителя (указателей уровня, реле уровня масла и др.). В конструкциях новых типов трансформаторов наряду со стеклянными маслоуказателями, установка которых показана на рис. 7 а, широкое применение находят стрелочные маслоуказатели (рис. 8).   Рис. 7. Монтаж расширителя и выхлопной трубы: а - установка расширителя на баке трансформатора; б - устройство расширителя; 1 - патрубок; 2 - предохранительная (выхлопная) труба; 3 - газовое реле; 4 - расширитель; 5 - пластины для подъема расширителя; 6 - патрубок для подсоединения воздухоосушителя; 7 - стеклянная диафрагма; 8 - резиновая прокладка; 9 - фланец; 10 - предохранительная сетка; 11 - пробка для слива грязного масла; 12 - патрубок для соединения с баком трансформатора; 13 - патрубок для подсоединения заливной трубы; 14 - стеклянная трубка; 15 - фланец; 16 - резиновая прокладка; 17 – винт.   Стрелочный маслоуказатель состоит из корпуса со шкалой и защитным стеклом, привода и указательной стрелки, связанных постоянными магнитами. При изменении уровня масла пробковый поплавок через рычаг поворачивает магнит привода, который изменяет положение стрелки, показывающей уровень масла на шкале. Встроенный в корпус магнитоуправляемый контакт замыкает цепь электрической сигнализации при минимальном уровне масла в расширителе. Дополнительный магнит исключает срабатывание магнитоуправляемого контакта в зоне допустимых изменений уровня масла.     Рис. 8. Монтаж стрелочного маслоуказателя: 1 - рычаг с поплавком; 2 - ведущий магнит; 3 - герконовый контакт; 4 - шкала; 5 - ведомый магнит со стрелкой; 6 - корпус.   На шкале маслоуказателя нанесены отметки Макс, и Мин., соответствующие допустимым уровням масла в расширителе. Стрелочные указатели устанавливают на специально предусмотренном фланце торцевого люка расширителя. Перед установкой необходимо, проверив целостность механизма указателя и удалив консервационную смазку путем протирания его ветошью, смоченной в бензине или уайт-спирите, проверить его работу от легкого усилия руки. Затем к валу магнитной муфты прикрепляют демонтированный на время транспортировки рычаг с поплавком и проверяют соответствие взаимного положения рычага и стрелки. При установке закрепляют указатель таким образом, чтобы коробка выводов от его электрических контактов была направлена вниз, а отметка Макс, находилась в верхней части заглушки люка. После установки маслоуказателя необходимо проверить отсутствие касания стрелки защитного стекла корпуса и рычага за выступающие части расширителя, а также размыкание и замыкание магнитоуправляемого контакта путем заполнения и слива масла из расширителя. Магнитоуправляемый контакт должен находиться в разомкнутом состоянии при допустимом уровне масла в расширителе. Проверка работы контакта осуществляется путем включения на его выводы, расположенные в коробке на наружной стороне фланца указателя, цепи сигнала (лампа, звонок). Выводы рабочего контакта указателя посредством кабеля, заключенного в металлорукав, соединяют с соответствующими контактными клеммами клеммной коробки трансформатора. В расширителях, имеющих стеклянные указатели, для сигнализации о недопустимом понижении уровня масла в них устанавливают специальные реле уровня масла поплавкового типа. Реле уровня масла применяют в трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше. Предварительно проверенное реле устанавливают на фланце специально предусмотренного люка в расширителе. Выводы реле соединяют кабелем с клеммной коробкой трансформатора. Собранный расширитель подвергают проверке на герметичность, в процессе которой устраняют все неплотности, образовавшиеся при сборке его комплектующих частей, а также в период его транспортировки и хранения. Для этого его наполняют горячим (50— 60°С) сухим трансформаторным маслом до уровня верхней отметки указателя и выдерживают в таком состоянии в течение не менее 3 ч. При обнаружении следов утечки масла надежно устраняют причину появления неплотности. Собранный и испытанный расширитель устанавливают и закрепляют на баке трансформатора. Выхлопная труба предназначена для защиты бака от разрушения при внутренних повреждениях в трансформаторе и повышения давления в баке. Срабатывающим элементом трубы является стеклянная диафрагма, разрушающаяся при образовании избыточного давления в баке трансформатора более 50 кПа. Перед установкой на бак внутреннюю полость трубы очищают и промывают сухим трансформаторным маслом. Затем в верхней ее части устанавливают и уплотняют стеклянную диафрагму и защитную сетку (рис. 7, а). Затяжку болтов при уплотнении диафрагмы необходимо производить осторожно, без рывков, и равномерно по периметру во избежание повреждения стекла. В собранном виде выхлопную трубу устанавливают и уплотняют на баке трансформатора. - Надмасляное пространство выхлопной трубы соединяют с надмасляным пространством расширителя или воздухоосушителем при помощи патрубков. 5. Монтаж фланцевых соединений Сочленение комплектующих узлов и деталей с баком трансформатора и между собой производят при помощи различных фланцевых соединений. В зависимости от конструкции сочленения соединяемых фланцев различают: 1) фланцевые соединения глухого крепления, когда сочленение производят путем ввинчивания болтов в тело одного из фланцев (рис. 9, а). Такие соединения применяют для крепления заглушек, монтажных люков и других узлов и деталей к баку трансформатора; 2) фланцевые соединения сквозного крепления, когда сочленение производят при помощи болтов, проходящих через тело соединяемых фланцев (рис. 9, б). Такие соединения используют для сочленения верхней (колокол) и нижней (дно) частей бака, высоковольтных вводов к установкам трансформаторов тока, патрубков и запорной арматуры на баке трансформатора и др.; 3) фланцевые соединения сухарного крепления (рис. 9, в). Применяются в основном для сочленения установок трансформаторов тока и бака трансформатора.     Рис. 9. Монтаж фланцевых соединений: а - глухое соединение; б - сквозное соединение; в - сухарное соединение. 1 - болт; 2, 4 - фланцы; 3 - уплотняющая прокладка; 5 - сухарь; 6 – бобышка.   Фланцевые соединения в зависимости от их герметической формы могут быть круглыми, овальными и прямоугольными. Их устанавливают в горизонтальной, вертикальной и наклонной плоскостях. При монтаже кроме надежности крепления особое внимание обращают на обеспечение маслоплотности фланцевых разъемов. Для этого между фланцами помещают резиновые прокладки из маслостойкой резины, отвечающей требованиям ГОСТ 12855-77. Такая резина способна работать в среде трансформаторного масла в пределах изменения температуры от —45 до +100°С. Резиновые прокладки изготовляют с отверстиями под проходящие болты и без отверстий, они повторяют форму соединительных фланцев. Перед сочленением необходимо проверить состояние фланцевых соединений, при этом следует обратить внимание на: 1) параллельность сочленяемых фланцев, которые не должны иметь вогнутых участков и других повреждений; 2) на расположение проволочных ограничителей, которые должны быть плотно расположены на поверхности фланца и не иметь выступов и извилин, препятствующих уплотнению резиновой прокладки; 3) на выбор размеров болтов и глубины резьбового участка отверстия в теле одного из фланцев, которые должны выбираться с учетом обеспечения сжимания уплотняющей прокладки на 1/3 ее высоты.   Уплотняющие прокладки отправляют на место монтажа установленными на заглушках комплектующих узлов или в отдельных упаковках. Кроме того, их поставляют как запчасти для некоторых фланцевых соединений, монтируемых при установке трансформаторов. Перед установкой прокладок на фланец необходимо проверить их механическую целостность, качество стыковых соединений, обезжирить, если они пропитаны в масле, и высушить. Прокладки не должны иметь трещин, разрывов и остаточных деформаций. Стыковые соединения концов составных участков прокладок должны быть тщательно срезаны под углом, склеены резиновым клеем или клеем № 88 и расположены в местах, в которых можно надежно их уплотнить путем затяжки фланцев. Длина среза стыка должна в 2—3 раза превышать толщину прокладки. При демонтаже прокладок, установленных на комплектующих узлах, следует соблюдать осторожность с тем, чтобы на поверхность прокладки не попало масло, так как это может привести к затруднениям при ее уплотнении. Если имеются даже незначительные повреждения, уплотняющие прокладки необходимо заменить новыми. После установки прокладки путем затяжки болтов равномерно сжимают ее до уменьшения ее толщины не более чем на 1/3. При этом затяжку необходимо производить равномерно по всему периметру фланца во избежание местного передавливания прокладки. Последнее очень важно для прокладок, имеющих отверстия под болты. Прокладки приклеивают к разъему при помощи резинового клея или клея № 88. Приклеивание к разъему прокладок, имеющих отверстия под болты, как правило, не производят. В трансформаторах предусматривают задвижки с условным проходом от 80 до 250 мм, вентили с условным проходом 25 и 50 мм, плоские краны с условным проходом от 50 до 250 мм, пробковые краны, а также пробки для герметизации воздухоспускных отверстий. Задвижки применяют для аварийного слива масла из трансформатора и перекрытия системы охлаждения. По механическим свойствам задвижки должны соответствовать ГОСТ 8437-75. Для обеспечения возможности их работы в среде трансформаторного масла на трансформаторных заводах внутренние поверхности их очищают от песка, пригара и других загрязнений и окрашивают маслостойким лаком, а уплотняющие прокладки заменяют прокладками из маслостойкой резины. При испытании на герметичность затвора давлением 150 кПа и сальникового уплотнения давлением 400 кПа в течение 2 мин конструкция их обеспечивает полную маслоплотность (отсутствие течи) сальникового уплотнения и допускает незначительный проход масла через затвор: для задвижек типа ДУ 80—100 мм — 2см3/мин, ДУ 125—250 мм — 3 см3/мин. При появлении неплотности задвижек их нужно разобрать, проверить состояние уплотняющих прокладок, чистоту внутренней поверхности и качество притирки шпинделя и восстановить необходимую плотность. Вентили применяют для подсоединения вакуумного и маслоочистительного оборудования, для перекрытия маслопроводов небольшого диаметра. Для обеспечения их работы в трансформаторном масле уплотнение золотника заменяют фторопластовым, а сальниковую набивку — уплотнительным кольцом из маслостойкой резины. Вентили практически обеспечивают полную маслоплотность сальникового уплотнения, затвора и прокладочных соединений. Широкое применение в трансформаторах находят плоские краны, имеющие большой диапазон проходного сечения и небольшую массу и габариты, а также пробковые краны. Плоские краны допускают проход масла через уплотняющую заслонку, что необходимо учитывать в технологии монтажа трансформаторов. При давлении столба масла высотой 10 м допускается течь масла через плоский кран диаметром 50 мм — в количестве не более 0,1 л/с; 75 мм — 0,2 л/с; 125— 250 мм — 0,3 л/с. При установке воздухоспускных пробок необходимо обращать внимание на состояние резьбы в теле пробки и штуцера. 6. Монтаж аппаратуры и контрольных кабелей После установки основных комплектующих узлов производят монтаж аппаратуры, прокладку и подсоединение контрольных кабелей. Проверенное и подготовленное газовое реле устанавливают в маслопровод между баком трансформатора и расширителем таким образом, чтобы стрелка на крышке реле указывала правильное направление движения масла от бака трансформатора к расширителю. Плоскость разъема газового реле должна быть расположена горизонтально. Патрубок, соединяющий бак трансформатора с газовым реле, должен иметь подъем в 2—3° в сторону газового реле. Термосигнализаторы после проверки и настройки контактной системы устанавливают на баке трансформатора (рис. 10). Корпус термосигнализатора закрепляют при помощи болтов к предусмотренному месту на боковой стенке бака, а термобаллон полностью погружают и закрепляют в специальном гнезде, расположенном в верхней части бака. Перед погружением термобаллона гнездо необходимо заполнить трансформаторным маслом. Корпус прибора должен быть поставлен в нормальное рабочее положение так, чтобы шкала находилась вертикально. Рис.10. Установка термосигнализа тора ТС-100: 1 - бак трансформатора; 2 - корпус термосигнализатора; 3 - капилляр; 4 - уплотняющий штуцер кабеля; 5 - термобаллон; 6 - карман в баке трансформатора.   .     При обращении с капилляром нельзя допускать резких перегибов (с радиусом менее 50 мм), многократных изгибаний и других механических воздействий, которые могут привести к закупорке внутреннего отверстия или нарушению герметичности капилляра.   Для защиты капилляра от повреждений прокладку его по баку осуществляют в металлических рукавах (рис. 11). Контактные выводы термосигнализатора при помощи кабеля, заключенного в металлический рукав, выводят на клеммную коробку трансформатора. Для подсоединения кабеля необходимо отвернуть штуцер, расположенный снизу прибора, пропустить через него кабель и подсоединить его к соответствующим контактам термосигнализатора. После подсоединения кабель уплотняют путем заворачивания штуцера. Все кабели от установленной в трансформаторе ап