Нормы испытаний силовых кабельных линий, находящихся в эксплуатации.

Профилактические испытания силовых кабельных линий проводят при капитальном (К), текущем (Т) ремонтах и в межремонтный период (М).

К, Т, М - проводятся в сроки, устанавливаемые системой ППР, но не реже: К - 1 раза в 6 лет, Т или М - 1 раза в 3 года, за исключением случаев неудовлетворительных результатов испытаний и измерений, предусмотренные п.п. испытание повышенным выпрямленным напряжением, измерение сопротивления изоляции  и измерение блуждающих токов (

Нарушение электрической прочности изоляции происходит по различным причинам. Основными из них являются: механические или коррозийные повреждения защитных оболочек (свинцовой, алюминиевой, пластмассовой), что приводит к нарушению герметичности и попаданию влаги в изоляцию; заводские дефекты (трещины или сквозные отверстия в защитных оболочках); дефекты монтажа соединительных и концевых муфт кабелей (не пропаянные шейки муфт, надломы изоляции, неполная заливка мастикой и т.п.); осушение изоляции вследствие местных перегревов кабеля; старение изоляции.

Однофазные повреждения

Междуфазные повреждения

Разрыв (растяжка) жил кабельных линий

Повреждения изолирующей пластмассовой наружной оболочки кабельных линий

Предварительное определение вида повреждения кабельных линий

После выполнения всех мер безопасности при работах на кабельных линиях (см. приложение) приступают к определению вида повреждения. С помощью омметра и мегаомметра на разземленном кабеле производят измерение сопротивления изоляции между жилами; каждой жилой и оболочкой кабеля. Данными приборами выявляются однофазные и междуфазные повреждения с сопротивлением в месте дефекта от нуля до сотен килоом. При большом сопротивлении часто не удается определить вид повреждения указанными приборами, тогда используют высоковольтную испытательную установку. Поочередно, испытывая все три жилы кабельной линии выпрямленным напряжением постоянного тока относительно оболочки кабеля, выявляют вид дефекта кабеля. Таким способом выявляются повреждения вида: "заплывающий пробой", однофазные и междуфазные, разрывы (растяжки) кабеля, повреждения в концевых воронках.

5 .Эксплуатацтия электрооборудования трансформаторных

подстанций

5.1 Особенности эксплуатационных требований для силовых трансформаторов

Важнейшим требованием, предъявляемым к эксплуатации силовых трансформаторов и трансформаторных установок, является контроль за температурой трансформаторов. Это объясняется тем, что при работе трансформатора с температурой выше допускаемой, сокращается срок службы находящегося в нем изоляционного масла. Для контроля за температурой на крышке трансформатора установлен ртутный термометр. Так как степень нагрева трансформатора определяется в основном величиной нагрузки, то за ней ведется систематический контроль. Осуществляется этот контроль по показаниям амперметров, которыми снабжаются трансформаторы мощностью 1000 ква и выше. Существенную роль в нагреве трансформатора играет температура окружающего воздуха. Чтобы не допустить повышения температуры в помещениях, где размещены трансформаторы, предусматривают вентиляцию, которая отводит нагретый воздух из камеры трансформатора и засасывает холодный.

При эксплуатации трансформаторов, снабженных газовой защитой, газы, выделяемые неисправным трансформатором, должны без затруднений достигать газового реле. Для этого трансформаторы устанавливают так, чтобы крышка трансформатора имела подъем к газовому реле.

В трансформаторных установках могут возникать пожары, опасность которых усугубляется наличием в масляных трансформаторах большого объема масла. Поэтому в этих установках предусматривают противопожарные средства, которые всегда должны находиться в исправном состоянии.

5.2 Периодичность осмотров силовых трансформаторов

Осмотры работающих трансформаторов производят, не отключая их. Периодичность этих осмотров определяют исходя из того, является ли трансформаторная установка объектом с постоянным дежурством или без него. В первом случае главные и основные трансформаторы собственных нужд осматривают один раз в сутки, а остальные — один раз в пять суток. Во втором случае трансформаторы осматривают один раз в месяц, а трансформаторные пункты — не реже одного раза в шесть месяцев.

Указанные сроки осмотра силовых трансформаторов отвечают средним условиям их эксплуатации, предусмотренным рекомендациями заводов-изготовителей этих трансформаторов. В том случае, когда силовые трансформаторы работают в напряженном режиме, их осмотры надо производить чаще. Надобность в более частых осмотрах силовых трансформаторов возникает также при их недостаточно удовлетворительном техническом состоянии, например при большой степени износа. В этих случаях главный энергетик предприятия устанавливает более частую периодичность осмотров трансформаторов.

Кроме очередных осмотров силовых трансформаторов, производят также и внеочередные осмотры. Надобность во внеочередных осмотрах силовых трансформаторов возникает, например при резком понижении температуры окружающей среды, так как в этом случае масло может уйти из расширителя. Внеочередные осмотры силовых трансформаторов производят также после их отключений, в результате срабатывания защиты.

При осмотрах силовых трансформаторов проверяют по амперметрам их нагрузку, а также обращают внимание на термометры, фиксирующие температуру верхних слоев масла. Однако при длительной работе трансформатора с предельной температурой сокращается срок его службы. Поэтому для трансформаторов обычно устанавливают режим работы, при котором температура масла держится на уровне 85°.

Следует обращать также внимание на уровень и цвет масла, находящегося в трансформаторе. Уровень масла должен находиться на контрольной черте. Хорошее масло имеет светло-желтый цвет. Тщательно осматривают внешнее состояние изоляторов, на которых могут появляться трещины, иметь место вытекания мастики, следы перекрытий, загрязнение и другие дефекты. Одновременно производят тщательный наружный осмотр состояния заземления трансформатора и проверяют, не вытекает ли масло из его кожуха. Важно осмотреть состояние строительной части помещения: не проникает ли влага через кровлю, имеются ли сетки в стенных проемах, хорошо ли запирается помещение и т. д. Внимательно прислушиваясь к шуму, которым сопровождается работа трансформатора, можно выявить ненормальности в его работе. Если внутри трансформатора прослушивается явно посторонний шум, трансформатор необходимо отключить.

5.3 Допустимые эксплуатационные нормы

Периодичность текущих ремонтов силовых трансформаторов зависит от их технического состояния и от условий эксплуатации. Сроки текущих ремонтов устанавливаются в местных инструкциях предприятия. Однако такие ремонты надо производить не реже одного раза в год..

Современные силовые трансформаторы при номинальном первичном напряжении работают с большими величинами магнитной индукции. Поэтому даже небольшое увеличение первичного напряжения вызывает повышенный нагрев стали трансформатора и может угрожать его целости. В связи с этим при эксплуатации трансформа

тора величина подведенного напряжения ограничивается и ее необходимо контролировать. Максимально допустимое превышение первичного напряжения принимается для трансформаторов равным 5% от напряжения, соответствующего данному ответвлению.

Особенностью силовых трансформаторов, работающих с принудительным охлаждением масла, является быстрое повышение температуры масла при прекращении работы системы охлаждения. Однако учитывая значительную теплоемкость трансформаторов, допускают их работу в аварийных режимах при прекращении циркуляции масла или воды, а также при остановке вентиляторов дутья. Предельная длительность работы трансформаторов в указанных условиях определяется местными инструкциями. В инструкциях учитываются как результаты предыдущих испытаний, так и заводские данные трансформаторов. Но при всех условиях работу трансформаторов при прекращении системы охлаждения допускают не больше, чем в течение одного часа.

Необходимым условием обеспечения нормального срока службы силового трансформатора является контроль за его нагрузкой. Если вести эксплуатацию силового трансформатора, не превышая допускаемых для него нагрузок, примерный срок службы силового трансформатора составляет около 20 лет. Необходимо при этом иметь в виду, что систематические недогрузки силовых трансформаторов с целью удлинения срока его службы имеют и свои отрицательные стороны: за это время конструкция трансформатора морально стареет. Чтобы контролировать нагрузку трансформаторов мощностью 1000 та и выше, устанавливают амперметры, шкала которых соответствует допускаемой перегрузке трансформатора.

5.4 Фазировка силовых трансформаторов

Фазировка трансформаторов производится перед их включением в эксплуатацию после монтажа или капитального ремонта со сменой обмоток. Перед тем как включить трансформатор после капитального или текущего ремонта, проверяют результаты предписанных испытаний и измерений. Релейную защиту трансформатора устанавливают на отключение. После этого тщательно осматривают трансформаторную установку. При осмотре установки обращают внимание на состояние системы управ ления и сигнализации, а также на положение коммутационной аппаратуры. Проверяют, не оставлены ли где-либо переносные закоротки и заземления. Опробуют действия привода выключателя путем однократного включения и отключения, без чего приступать к оперированию разъединителями не разрешается.

Пробное включение трансформатора в сеть производят толчком на полное напряжение. Такое включение опасности для трансформатора не представляет, так как при наличии в нем повреждений он под действием защиты своевременно отключится от сети.

Так как порядок включения и отключения трансформаторов в значительной мере обусловливается местными условиями, предприятия разрабатывают специальные инструкции. В инструкциях должны быть отражены следующие положения: а) трансформатор должен включаться под напряжение с той стороны, где установлена защита; б) включение и отключение разъединителями тока холостого хода трансформаторов может производиться лишь при напряжении и мощности трансформаторов, указанных в ПУЭ. Сроки эксплуатационных испытаний силовых трансформаторов и предъявляемые к ним требования в известной степени зависят от условий, в которых работают трансформаторы, от их технического состояния (степени износа), а также от результатов ранее проведенных осмотров. Поэтому указания в этой части даются в местных инструкциях главным энергетиком предприятия или лицом, ответственным за эксплуатацию трансформаторов.

Рис.. Фазировка силовых трансформаторов

а) - фазировка на низком напряжении. Образование замкнутого контура через заземление; б) – фазировка на низком напряжении. Образование замкнутого контура перемычкой; c) - фазировка на напряжение более 380 В. Образование замкнутого контура через заземление. Q - шиносоединительный выключатель, отключен.

Периодичность отбора проб масла соответствует периодичности текущих ремонтов трансформатора.

Основные требования, предъявляемые к трансформаторному маслу

Показатели масла Свежее трансформаторное масло с присадкой марки ТКп Свежее трансформаторное масло марки ТК Масло, находящееся в эксплуатации Температура вспышки, °С, не ниже 135 135 Снижение не более   чем   на 5°С от первоначальной Температура застывания (для силовых трансформаторов не нормируется), БС —45 -45   Наличие механических примесей Отсутствуют Отсутствуют Отсутствуют Содержание взвешенного угля Отсутствует Отсутствует Незначительное количество  в выключателях Кислотное число в мг КОН на 1 г масла, не более Не нормируется 0,05 0,25 Электрическая прочность для аппаратов напряжением 6—10 кВ 25 25 20 Содержание воды Отсутствует Отсутствует Отсутствует Реакция водной вытяжки Нейтральная Нейтральная Нейтральная

5.5 Эксплуатация электрических измерительных приборов , устройств релейной защиты , автоматической телемеханики и связи

Трансформаторы тока, устанавливаемые в потребительских подстанциях 10(6)/0,4 кВ, предназначены для измерения величины тока в первичной цепи и для питания токовых цепей трехфазные счетчиков учета электроэнергии.

Первичная обмотка трансформатора тока включается последовательно с приемником энергии и ток через нее равен току нагрузки. Вторичная обмотка трансформатора тока замкнута на измерительные приборы, имеющие очень малое сопротивление. Следовательно, трансформатор тока практически работает в режиме короткого замыкания (его степень точности зависит от сопротивления нагрузки вторичной обмотки). Поэтому, сопротивление измерительных приборов, включаемых последовательно во вторичную цепь трансформатора тока, не должно превышать определенных допустимых значений, указанных в паспорте трансформатора.

На потребительских подстанциях 10(6)/0,4 кВ применяются трансформаторы тока классов точности 0,5; 1 и 3 с вторичным током 5 А.

Расшифровка обозначения трансформаторов тока:

Т – трансформатор;

К – катушечный;

Ш – шинный;

Л – литой.

цифра после букв - номер разработки.

Например: ТК-20; ТШ-10; ТКЛ-20.

Внимание! Запрещается работа трансформатора тока при разомкнутой вторичной обмотке. Это может привести к поражению человека электрическим током или выходу из строя трансформатора тока вследствие резкого повышения напряжения на его вторичной обмотке.

УСЛОВИЯ ВЫБОРА

По величине номинального напряжения

По величине продолжительного рабочего тока в нормальном режиме.

По электродинамической стойкости.

По термической стойкости.

По нагрузке вторичных цепей.

Техническое обслуживание трансформатора тока необходимо выполнять в следующем порядке:

осмотр трансформатора тока и протирка его от пыли и грязи;

проверка состояния контактных соединений;

устранение мелких дефектов;

проверка состояния заземления обмотки низшего напряжения и корпуса трансформатора тока.

Учет электроэнергии на потребительских подстанциях осуществляется трехэлементным счетчиком типа СА4У, включаемым на стороне 0,4 кВ через катушечные трансформаторы тока типа ТК-20 и непосредственно на напряжение 220ч380 В, или счетчиками прямого включения типа СТ.

Расшифровка обозначения счетчиков:

С – счетчик;

А – активной энергии;

Цифра после первых двух букв – количество проводов в линии;

У – универсальный.

Например: СА4У – универсальный счетчик активной энергии для четырехпроводной сети.

5.6 Техника безопасности эксплуатации оборудования трансформаторных подстанций

Перед началом работ в электроустановках в целях безопасности необходимо проводить организационные и технические мероприятия.

К организационным мероприятиям относят выдачу нарядов, распоряжений и допуска к работе, надзор во время работы, оформление перерывов в работе, переводов на другое рабочее место и окончание работы.

Наряд — это задание на безопасное производство работ, определяющее их место и содержание, время начала и окончания, необходимые меры безопасности, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность выполнения работ. Наряд выписыва

ется на бланке специальной формы. Распоряжение — это задание на производство работ, определяющее их содержание, место и время, меры безопасности и лиц, которым поручено выполнение этих работ. Наряды и распоряжения выдают лица, имеющие группу по электробезопасности не ниже V в электроустановках напряжением выше 1000 В, и не ниже IV в установках напряжением до 1000 В. Наряд на работу выписывается под копирку в двух экземплярах и выдается оперативному персоналу непосредственно перед началом подготовки рабочего места.

При работе по наряду бригада должна состоять не менее чем из двух человек — производителя работ и члена бригады. Производитель работ отвечает за правильность подготовки рабочего места, выполнение необходимых для производства работ мер безопасности.

Допуск к работе осуществляется допускающим — ответственным лицом из оперативного персонала. Перед допуском к работе ответственный руководитель и производитель работ вместе с допускающим проверяют выполнение технических мероприятий по подготовке рабочего места. После этого допускающий проверяет соответствие состава бригады и квалификации включенных в нее лиц, прочитывает по наряду фамилии ответственного руководителя, производителя работ, членов бригады и содержание порученной работы; объясняет бригаде, откуда снято напряжение, где наложены заземления, какие части ремонтируемого и соседних присоединений остались под напряжением и какие особые условия производства работ должны соблюдаться; указывает бригаде границы рабочего места и убеждается, что все им сказанное понято бригадой. После разъяснений допускающий доказывает бригаде, что напряжение отсутствует, например, в установках выше 35 кВ с помощью наложения заземлений, а в установках 35 кВ и ниже, где заземления не видны с места работы,— с помощью указателя напряжения и прикосновением рукой к токоведущим частям.

С момента допуска бригады к работам для предупреждения нарушений требований техники безопасности производитель работ или наблюдающий осуществляет надзор. Наблюдающему запрещается совмещать надзор с производством какой-либо работы и оставлять бригаду без присмотра во время ее выполнения. Периодически проверяется соблюдение работающими правил техники безопасности. При обнаружении нарушений ПТБ или выявлении других обстоятельств, угрожающих безопасности работающих, у производителя работ отбирается наряд и бригада удаляется с места работы.

При перерыве в работе на протяжении рабочего дня бригада удаляется из РУ, после перерыва ни один из членов бригады не имеет права войти в РУ в отсутствие производителя работ или наблюдающего, так как во время перерыва могут произойти изменения в схеме, отражающиеся на условиях производства работ. По окончании работ рабочее место приводится в порядок, принимается ответственным руководителем, который после вывода бригады производителем работ расписывается в наряде об их выполнении. Оперативный персонал осматривает оборудование и места работы, проверяет отсутствие людей, посторонних предметов, инструмента, снимает заземление и проверяет в соответствии с принятым порядком учета, удаляет временное ограждение, снимает плакаты «Работать здесь», «Влезать здесь», устанавливает на место постоянные ограждения, снимает плакаты, вывешенные до начала работы. По окончании перечисленных работ наряд закрывается и включается электроустановка.

К техническим мероприятиям относят отключение напряжения и принятие мер, препятствующих ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры, вывешивание запрещающих плакатов, проверку отсутствия напряжения, наложение заземлений, вывешивание предупреждающих и предписывающих плакатов.

В электроустановках напряжением выше 1000 В со всех сторон, откуда может быть подано напряжение на место работы, при отключении должен быть видимый разрыв, который осуществляется отключением разъединителей, отделителей и выключателей нагрузки без автоматического включения их с помощью пружин, установленных на самих аппаратах

. Во избежание ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов выполняют следующие мероприятия:

- ручные приводы в отключенном положении и стационарные ограждения запирают на механический замок;

- у приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, отключают силовые цепи и цепи оперативного тока;

- у грузовых и пружинных приводов включающий груз или пружины приводят в нерабочее положение.

В электроустановках напряжением до 1000 В в зависимости от конструкции запирают рукоятки или дверцы шкафа, укрывают кнопки, устанавливают между контактами изолирующие накладки, отсоединяют концы проводов от включающей катушки. Отключенное положение аппаратов с недоступными для осмотра контактами определяется проверкой отсутствия напряжения.

На приводах ручного и ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры вывешивают запрещающие плакаты «Не включать. Работают люди», а на воздушных и кабельных линиях — «Не включать. Работа на линии». В зависимости от местных условий и характера работы неотключенные токоведущие части, доступные для непреднамеренного прикосновения на время работы, ограждают щитами, экранами из изоляционных материалов, изолирующими накладками или устанавливают специальные передвижные ограждения.

В ОРУ рабочее место ограждают канатом с вывешенными на них плакатами «Стой. Напряжение», обращенными внутрь ограждаемого пространства. На конструкциях, по которым разрешено подниматься, вывешивают плакат «Работать здесь», на соседних — «Не влезай. Убьет!». На всех подготовленных рабочих местах после наложения заземления и ограждения рабочего места вывешивают плакат «Работать здесь».

Отсутствие напряжения проверяют между всеми фазами, каждой фазой и землей, каждой фазой и нулевым проводом.

Для включения на параллельную работу трансформаторов, линий и кабелей необходима их предварительная фазировка, т. е. определение одноименных фаз, подлежащих соединению. Фазировку производят на отключенных разъединителях, выключателях или кабелях, отсоединенных от линейных разъединителей. На этой работе должно быть занято не менее двух лиц, имеющих III и IV группы.

Оперативный персонал (или работники электролаборатории под его наблюдением) производит фазировку по распоряжению. Без участия оперативного персонала фазировку производят по наряду.

Перед началом работы необходимо надеть головной убор, плотно застегнуть одежду, надеть диэлектрические перчатки и очки. Стоять следует устойчиво на изолирующем основании и не касаться стен или заземленных частей.

При фазировке щупом указателя напряжения прикасаются к токопроводящему проводу какой-либо фазы, а щупом другой трубки с дополнительным резистором — к той же фазе другого источника. При совпадении одноименных фаз лампы светиться не будут, так как отсутствует разность потенциалов. Если фазы перепутаны, указатель покажет наличие напряжения. Тогда фазировку исправляют только после полного снятия с электроустановки напряжения и выполнения других необходимых мер безопасности.

Указатель напряжения, употребляемый при фазировке, должен быть рассчитан на двойное рабочее напряжение фазируемых цепей или иметь соответствующий дополнительный резистор.

6 Эксплуатация электроприводов и аппаратов управления

6.1 Объем и последовательность приемки в эксплуатацию смонтированных электроприводов и заземляющих устройств

Вновь смонтированные и отлаженные электроприводы и пускорегулирующую аппаратуру при приемке в эксплуатацию осматривают, проверяют работу механической части в соответствии с заводскими и монтажными инструкциями и подвергают приемосдаточным испытаниям в соответствии с требованиями ПУЭ.

При осмотре приемочная комиссия должна убедиться в том, что: электродвигатели и аппараты доступны для осмотра и ремонта на месте установки; электропроводка имеет защиту в местах возможных повреждений. Вращающиеся части, расположенные на доступной высоте, имеют ограждения от случайных прикосновений; линия валов смонтированных агрегатов плавная; высота установки рукояток и маховиков находится на уровне 1,05—1,1 м от пола; включение и выключение аппаратов производятся легко, без заеданий; контактные части контакторов во включенном положении не имеют просветов по всей ширине. Поверхности коллекторов и контактных колец не имеют заусенцев или забоин и хорошо отполированы; щетки не смещены за край коллектора или контактных колец, не имеют перекосов, тщательно притерты и легко перемещаются в обоймах щеткодержателей. Подшипники скольжения наполнены маслом до заводской отметки, а подшипники качения заправлены смазкой до 2/3 объема гнезда подшипника; на электродвигателях и приводных механизмах нанесены стрелки, указывающие нормальное направление вращения.

При осмотре вновь смонтированных заземляющих устройств в силовых установках приемочная комиссия проверяет и устанавливает, что: заземляющие проводники, проложенные в помещениях, доступны для осмотра и имеют отличительную окраску (черный цвет), позволяющую легко их обнаружить; в тех местах, где заземляющие проводники могут подвергаться химическим воздействиям, так как они имеют соответствующие защитные покрытия, соединения заземляющих проводников выполнены с помощью сварки, обеспечивающей наибольшую надежность. Заземляющее устройство не содержит последовательного включения нескольких заземляющих частей установки; отсутствуют и неудовлетворительные контакты в проводке, соединяющей аппаратуру с контуром заземления. В местах вероятных механических повреждений заземляющие проводники имеют защиту (например, в местах пересечений каналов); проход заземляющих проводников через стены выполнен в открытых проемах, трубах или коробах. Принимая заземляющее устройство, приемочная комиссия проверяет его элементы, находящиеся в земле, с выборочным вскрытием грунта, а остальные — в пределах доступности осмотру. Количество заземлителей и глубина их заложения должны соответствовать проекту.

6.2 Нормы и объем приемо-сдаточных и профилактических испытаний электроприводов и пускорегулирующей аппаратуры

У электродвигателей переменного тока напряжением до 1 кВ измеряют сопротивление изоляции, сопротивление реостатов и пускорегулировочных сопротивлений постоянному току, проверяют работу на холостом ходу или с ненагруженным механизмом и работу под нагрузкой.

Сопротивление изоляции статора измеряют мегомметром напряжением 1 кВ, а ротора — мегомметром напряжением 0,5 кВ. При температуре 10—30 °С сопротивление изоляции статора должно быть не менее 0,5 МОм. Сопротивление изоляции ротора не нормируется. Сопротивление реостатов и пускорегули- рующих сопротивлений должно отличаться от паспортных не более чем на 10 %. При этом также проверяют целостность отпаек.

Продолжительность проверки работы на холостом ходу не менее 1 ч. Проверку работы под нагрузкой проводят при мощности, обеспечиваемой технологическим оборудованием к моменту сдачи аппаратуры в эксплуатацию. При этом для электродвигателей с регулируемой частотой вращения определяют пределы регулирования.

У электродвигателей переменного тока напряжением свыше 1000 В кроме перечисленных выше испытаний проверяют возможность включения под напряжение без сушки; испытывают повышенным напряжением промышленной частоты; измеряют сопротивления обмоток статора и ротора постоянному току; испытывают воздухоохладитель гидравлическим давлением; измеряют вибрацию подшипников.

Испытания повышенным напряжением промышленной час- готы проводят на полностью собранном двигателе. Испытание обмотки статора проводят для каждой фазы отдельно относительно корпуса при двух других соединенных с корпусом. Продолжительность испытания напряжением 1 мин, его значения приведены в табл. 1.

Сопротивление обмоток статора и ротора постоянному току измеряют при мощности электродвигателя 300 кВт и более. Сопротивления обмоток различных фаз должны отличаться друг от друга или от заводских данных не более чем на 2 %. Испытание воздухоохладителя проводят избыточным гидравлическим давлением 0,2—0,25 МПа в течение 10 мин. При этом не должно наблюдаться снижения давления или утечки.

У электродвигателей переменного тока, поступающих на монтаж в разобранном виде, измеряют зазоры между ротором и статором; зазоры в подшипниках скольжения, а также разбег ротора в осевом направлении. Воздушный зазор между ротором и статором измеряют с помощью щупов, которые вводят в зазоры диаметрально противоположных точек или точек, сдвинутых относительно оси ротора на 90 Измерение проводят трижды, последовательно поворачивая ротор вокруг оси на 120 Значение зазора получают как среднеарифметическое трех результатов измерений, каждое из которых не должно отличаться от среднего значения более чем на 10 %, а разбег ротора в осевом направлении не должен превышать 2 — 4 мм.

Измерение вибрации проводят на каждом подшипнике; ее предельное значение не должно превышать приведенные ниже:

Синхронная частота вращения: 3000, 1500, 1000, 750 и менее об/мин.

Допустимая амплитуда вибрации подшипника: 50, 100, 130, 160 мкм.

Объем и нормы приемосдаточных испытаний электрооборудования постоянного тока должны соответствовать ПУЭ. У электрических машин постоянного тока мощностью до 200 кВт на напряжение до 440 В определяют возможность включения без сушки; измеряют сопротивление изоляции, реостатов и пускорегулирующей аппаратуры постоянному току; проверяют работу на холостом ходу и под нагрузкой. Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно корпуса и бандажей машины, а также между обмотками проводят мегомметром напряжением 1 кВ. Сопротивление изоляции между обмотками и каждой обмоткой относительно корпуса должно быть 0,5 МОм при температур +10 — 30 °С. Сопротивление изоляции бандажей якоря не нормируется, а сопротивление изоляции бандажей якоря возбудителя должно быть не ниже 1 МОм. Сопротивление реостатов и пускорегулировочных сопротивлений должно отличаться от данных завода-изготовителя не более чем на 10 %.

При работе под нагрузкой проверяют степень искрения коллектора, которая, если это специально не оговаривается заводом-изготовителем, не должна превышать 1,5.

В электрических машинах постоянного тока мощностью свыше 200 кВт на напряжение свыше 440 В дополнительно измеряют сопротивление постоянному току обмотки возбуждения (оно должно отличаться от данных завода-изготовителя не более чем на 2 %); испытывают повышенным напряжением промышленной частоты прочность изоляции (значение испытательных напряжений принимается по указаниям, приведенным в ПУЭ; продолжительность приложения напряжения 1 мин); снимают характеристики холостого хода и испытывают витковую изоляцию. Отклонение характеристики холостого хода от заводской должно быть в пределах точности измерения. При испытании витковой изоляции генераторов напряжение поднимается до 130 % от номинального и выдерживается в течение 5 мин.

В электрических машинах постоянного тока, поступающих на место монтажа в разобранном виде, измеряют воздушные зазоры между полюсами. Значения зазоров в диаметрально противоположных точках должны отличаться друг от друга не более чем на 10 % среднего значения зазора. Объем и нормы приемосдаточных испытаний синхронных генераторов и компенсаторов содержатся в ПУЭ и аналогичны приведенным выше.

Вторичные цепи управления, защиты и сигнализации в релейно-контактных схемах установок до 1 кВ испытывают повышенным напряжением 1 кВ в течение 1 мин и измеряют сопротивление изоляции мегомметром 0,5 — 1 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм; сопротивление изоляции цепей управления, защиты и возбуждения машин постоянного тока — не менее 1 МОм. Полностью собранные схемы проверяют на возможность функционирования при различных значениях оперативного тока. Автоматы и контакторы испытывают многократными включениями и отключениями при пониженном и номинальном напряжениях оперативного тока (табл. 1).

Таблица 1 Нормы испытания автоматов и контакторов

Операция	Напряжение оперативного тока, % от номинального	Количество операций, шт.
Включение	90	5
Включение и отключение	100	5
Отключение	80	10

Все испытания и измерения оформляют актами и протоколами.

6.3 Контроль за нагрузкой и температурой электродвигателей, максимальная допустимая температура нагрева частей электродвигателей

Допустимый нагрев электрических двигателей зависит от класса изоляции обмоток. Переход на более высокий класс изоляции электродвигателя может быть осуществлен только при капитальном ремонте.

Необходимо знать, что с повышением температуры обмоток электродвигателей сверх допустимых значений, резко сокращается срок службы изоляции.

Температурой окружающего воздуха, при которой электродвигатель может работать с номинальной мощностью, считается 40 С. При повышении температуры окружающего воздуха выше 40 гр С, нагрузка на электродвигатель должна быть снижена настолько, чтобы температура отдельных его частей не превышала допустимых значений.

Предельные допустимые превышения температуры активных частей электродвигателей и при температуре окружающей среды 40 гр С не должна превышать: 65 гр С для изоляции класса А; 80 гр С для изоляции класса Е; 90 гр С для изоляции класс В; 110 гр С для изоляции класса Г; 135 гр С для изоляции класса Н.

У асинхронных двигателей с уменьшением напряжения питающей сети, в квадрате уменьшается мощность на валу двигателя. Кроме того снижение напряжения ниже 95% от номинального приводит к значительному росту тока двигателя и нагреву обмоток. Рост напряжения выше 110% от номинального также ведет к росту тока в обмотках двигателя и увеличивается нагрев статора за счет вихревых токов.

Независимо от снижения температуры окружающего воздуха увеличивать токовые нагрузки более чем на 10% номинального не допускается.

6.4 Основные неисправности электродвигателей переменного и постоянного тока их обнаружение и устранение

При работке электрических машин за ними должны быть установлены тщательное наблюдение и образцовый уход. Электрические генераторы и электродвигатели как основных, так и вспомогательных механизмов периодически осматривают. Их коллекторы, контактные кольца, статорные обмотки и другие части продувают сжатым воздухом под давлением до 0,2 МПа.

Поверхности коллекторов и контактных колец должны быть гладкими, полированными, без следов подгара и задиров и иметь блестящий коричневый цвет. Тёмные следы на поверхности от щёток удаляют чистой, безворсовой ветошью, слегка смоченной в бензине, или с помощью стеклянной наждачной бумаги № 100-200, укреплённой на деревянной колодке с выемкой по окружности коллектора или колец. Делать это просто руками нельзя, так как можно нарушить геометрическую форму коллектора или колец. После очистки коллекторы или кольца обдувают сжатым воздухом, причём струя должна быть направлена так, чтобы пыль не забивалась вглубь обмоток. При износе щёток марки М1 на 50% по высоте и щёток марки ЭГ14 на 35% - их заменяют.

Все электрические машины классифицируются по следующим признакам:

-по назначению – генераторы и электродвигатели;

-по роду тока – постоянного тока и переменного тока;

-по мощности – особо малой, малой, средней и большой.

Наряду с указанными существует ещё ряд признаков, которые определяют конкретное назначение электромашины. Техническое обслуживание электрических машин различается в зависимости от классификационных признаков.

К основным неисправностям электромашин постоянного тока относятся: уменьшение сопротивления изоляции обмоток, заедание щёток в направляющих щёткодержателей, ослабление давления пружин на щётки, повышенный нагрев и шум подшипников, изменение воздушных зазоров под полюсами. Обнаружение и измерение электрических параметров электромашин осуществляется по методикам и в соответствии с Правилами эксплуатации электроустановок потребителей Госэнергонадзора РФ.

Сопротивление изоляции обмоток и бандажей машин постоянного тока должно быть не менее 0,5 МОм. Измерение сопротивления изоляции обмоток осуществляется относительно корпуса машины мегаомметром. Сопротивление изоляции бандажей производится относительно корпуса и удерживаемых ими обмоток вместе с соединёнными с ними цепями и кабелями, также, мегаомметром.

Уменьшение сопротивления изоляции вызывается, в основном, сыростью. Электродвигатели с отсыревшей изоляцией необходимо просушить. Если в результате сушки сопротивление изоляции остаётся меньше допустимого нормами (ниже 0,5 МОм) - электродвигатель должен быть заменён исправным.

Заедание щёток в направляющих щёткодержателей определяется по лёгкости перемещения их после снятия воздействия пружин. Давление щёток на коллектор в зависимости от типа и мощности электродвигателя изменяется в широких пределах – 4…30 Н. Измеряют давление динамометром по центру щётки в радиальном направлении. В случае превышения допускаемого давления заменяют пружины в механизме щёткодержателя.

Щёткодержатель не должен туго поворачиваться в шарнирах, так как это может вызвать искрение под щётками. Сами щетки должны входить в щёткодержатели с определённым зазором (до 0,2 мм по короткой стороне и 0,1…0,4 мм по длинной стороне). Внешние признаки нормально работающих щёток – блестящая поверхность по всей площади соприкосновения с коллекторными пластинами и отсутствие шума.

Сильно изношенные щётки заменяют. Вновь устанавливаемые щётки предварительно обрабатывают по радиусу коллектора и притирают к рабочей поверхности. Щётки притирают вручную абразивным полотном № 100-200, которое закладывают между щёткой и коллектором (абразивной стороной к щётке). Притирка достигается возвратно-поступательным перемещением полотна по дуге окружности коллектора. Каждую щётку пришлифовывают самостоятельно; остальные щётки приподнимают, чтобы не испортить их приработанной поверхности. После пришлифовки коллектор и щётки продувают сжатым воздухом для удаления угольной пыли. Полотно плотно прижимается к коллектору пружиной щёткодержателя через щётку.

Надёжность работы подшипников электрических машин зависит от их правильного смазывания. В процессе работы не допускают перегрева и повышенного шума подшипников. Температуру нагрева подшипников электрических машин проверяют рукой на ощупь. Если корпус подшипника стал горячим и невозможно удержать на нём руку – это означает, что нагрев выше нормы. Предельное значение допускаемой температуры для обмоток электрических машин зависит от класса изоляции и температуры окружающего воздуха.

Техническое обслуживание электромашин постоянного тока включает проведение следующих операций:

- очистку снаружи от пыли и грязи;

- осмотр соединения электромашины с приводными механизмами;

- крепление лап к опоре;

- крепление подшипниковых фланцев;

- проверку герметичности крышек коробок токоведущих элементов;

- плотность соединения выходных концов обмоток;

- состояние щёткодержательного механизма;

- действие нажимного устройства;

- целостность пружин;

- контроль состояния коллекторов и их очистку от пыли и грязи;

- проверка температуры нагрева подшипников. Периодически проверяют состояние и наличие смазочного материала в подшипниковых узлах и при необходимости его добавляют. Загрязнённую смазку удаляют и заменяют.

6.5 Допустимая вибрация подшипников электродвигателей , правила смены и заливки масел в подшипниках

При зазорах в подшипниках, превышающих предельные, можно наблюдать стук и повышенную вибрацию подшипника. Из других причин, вызывающих повышенную вибрацию подшипников, можно отметить недостаточно хорошую балансировку ротора, а также недостаточно прочное закрепление подшипников на фундаментной плите. Длительное воздействие повышенной вибрации оказывает вредное влияние на здоровье обслуживающего персонала, может привести к поломкам в электрических машинах и к ослаблению электрических контактов. В связи с указанным установлены предельные значения величин вибрации для подшипников электрических машин.

Повышенную вибрацию можно чувствовать на ощупь, приложив руку к корпусу подшипника. Измерить величину вибрации можно виброметром. Виброметр устанавливают на вибрирующих подшипниках в разных положениях (в вертикальном, горизонтальном или осевом направлениях). Виброметр дает устойчивые показания лишь в том случае, когда он плотно прилегает к опорной поверхности.

Важнейшим элементом ухода за подшипниками является контроль за состоянием масла в подшипниках скольжения и за состоянием смазки в подшипниках качения. При нехватке масла в подшипнике смазочные кольца могут недоставать до него и вал будет вращаться всухую. Следствием этого будет недопустимый нагрев подшипника. Избыток масла в подшипнике также недопустим, так как при этом масло будет вспениваться и вытекать из подшипника. Вытекающее масло, заливая обмотки электродвигателя, может привести к пробою их изоляции.

Масло в подшипниках скольжения поддерживают на уровне, отмеченном чертой на маслоуказателе. Доливка масла производится в зависимости от интенсивности работы подшипника через каждые 6— 10 дней. При доливке следует иметь в виду, что из-за вязкости масла его действительный уровень устанавливается не сразу, а спустя некоторое время по окончании доливки.

Кроме регулярных доливок масла в подшипники, его приходится время от времени заменять свежим. Это обусловливается тем, что масло при эксплуатации постепенно загрязняется и густеет, а это ухудшает его качества: понижаются охлаждающие свойства масла и вращение вала замедляется.

Смена масла в подшипниках скольжения производится обычно через каждые 3—6 месяцев. Перед заливкой свежего масла подшипник освобождают от отработанного масла, промывают керосином, продувают сухим воздухом, после чего снова промывают свежим маслом той марки, которое предназначено для его заливки.

Важно правильно выбрать сорт масла, так как это также влияет на работу подшипника. Оценивая масло, обращают внимание на его вязкость, которая выражается в условных градусах при температуре, равной 50° С. Вязкость масла должна быть тем выше, чем меньше скорость вращения электродвигателя.

6.6 Уход за контактными кольцами , за коллектором и щетками , типы и порядок выбора щеток

Уход за контактными кольцами заключается в поддержании их в чистоте, так как загрязнение вызывает искрение щеток. При появлении нагара и царапин кольца шлифуют тем же способом, что и коллекторы машин постоянного тока. Если на поверхности контактных колец есть раковины, канавки или выбоины, то такие кольца протачивают на станке до удаления дефекта и шлифуют стеклянной бумагой.

У двигателей с фазным ротором кольца и токосъемное устройство периодически продувают сжатым воздухом. Допустимая толщина контактных колец должна быть не менее 5 - 6 мм.

При эксплуатации необходимо, чтобы к коллектору или кольцу прилегало не менее 2/з поверхности щеток, свободно перемещающихся в обоймах. Зазор между щетками и обоймой должен составлять 0,15 - 0,3 мм, а между обоймой и контактными кольцами или коллектором - 2 - 4 мм. Поверхность щеток должна быть зеркальной. Если пружины давят на щетки с неодинаковым усилием, то ток между щетками распределяется неравномерно, они нагреваются и быстрее изнашиваются. Давление щеток обычно проверяют динамометром. При этом под щетку подкладывают полоску бумаги, придерживая ее руками, и динамометром приподнимают пружину держателя до тех пор, пока бумага не освободится. Показания динамометра при этом делят на площадь рабочей поверхности щетки. Полученное таким образом давление сравнивают с допустимым для каждого типа щеток.

Габарит электродвигателя	Основные марки щеток	Марки щеток, рекомендуемые для замены при отсутствии основных	Размеры щеток, мм
4	МГ-4	МБ, ГЗ	8 х 12,5x25
5	МГ-4	МБ, ГЗ	10 х 16x25
6	МГ-2	МБ, ГЗ	10x20x32
7	МГ-6	МБ, ГЗ	12,5x25x40
8,9	МГ-4	МБ, ГЗ	12,5x25x40

6.7 Уход за контакторами и магнитными пускателями основными элементами пускорегулирующей аппаратуры , подлежащей контролю при осмотрах

Контактор - это дистанционно управляемый коммутационный аппарат, позволяющий коммутировать мощные (в том числе индуктивные) нагрузки как переменного, так и постоянного тока.

Контакторы бывают трех видов: постоянного тока, контакторы переменного тока и контакторы постоянно-переменного тока.

Контакторы постоянного тока предназначены для коммутации цепей постоянного тока и, как правило, приводятся в действие электромагнитом постоянного тока.

Контакторы переменного тока применяются для управления асинхронными трехфазными двигателями с короткозамкнутым ротором, для выведения пусковых резисторов, включения трехфазных трансформаторов, нагревательных устройств, тормозных электромагнитов и других электротехнических устройств.

Магнитный пускатель - это модифицированный контактор. В отличие от контактора, магнитный пускатель комплектуется дополнительным оборудованием: тепловым реле, дополнительной контактной группой или автоматом для пуска электродвигателя.

Магнитные пускатели предназначены для применения в стационарных установках для дистанционного пуска непосредственным подключением к сети, остановки и реверсирования трехфазных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором при напряжении до 660В и номинальном токе частотой 50 и 60 Гц. При наличии тепловых реле пускатели осуществляют защиту управляемых электродвигателей от перегрузки недопустимой продолжительности и от токов, возникающих при обрыве одной из фаз. Пускатели, комплектуемые ограничителями перенапряжений, пригодны для работы в системах управления с применением микропроцессорной техники.

В период между ремонтами проводится техническое обслуживание электроустройств, которое представляет собой комплекс операций или операцию по поддержанию работоспособности или исправности устройства при пользовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании. Устройство при этом не разбирается.

В типовой объем работ по техническому обслуживанию магнитных пускателей входят: очистка от пыли и грязи, смазка трущихся частей, ликвидация видимых повреждений, затяжка крепежных деталей, очистка контактов от грязи и наплывов, проверка исправности кожухов, оболочек, корпусов, проверка работы сигнальных и заземляющих устройств.

6.8 Диагностика электрооборудования и определения его

ресурса

Потребность в обеспечении эксплуатационной надежности электрооборудования настолько очевидна, что применение методов, устанавливающих образование каких-либо неисправностей в этом оборудовании, считается безусловным. Контроль технического состояния электрооборудования и выявление неисправностей с целью их удаления и обеспечения эксплуатационного ресурса достигаются применением эффективных методов и средств диагностирования оборудования.

Среди сложных технических устройств, требующих диагностирования при эксплуатации, электроэнергетическое оборудование высокого напряжения (высоковольтное оборудование) занимает особое место. Это оборудование как никакое другое подвержено комплексному воздействию сильных электрических, электромагнитных и тепловых полей и электродинамических усилий. В связи с этим электрооборудование подвержено риску образования дефектов, неисправностей и отказов. Поэтому для предупреждения образования дефектов и неисправностей и поддержания эксплуатационной надежности оборудования применяется контроль оборудования в виде системы диагностики.

Как известно, высоковольтное оборудование подвержено высокому риску образования дефектов и неисправностей и имеет достаточно высокую аварийность. Применяемые сегодня методы профилактики и выявления неисправностей позволяют лишь в некоторой степени уменьшить отказы.

Основными задачами диагностирования являются:

определение технического состояния электрооборудования в условиях изменяющихся эксплуатационных воздействий;

выявление вида и степени опасности дефекта;

прогнозирование остаточного ресурса или срока службы.

Система технического диагностирования (СД) представляет собой совокупность объекта и средств, необходимых для проведения диагностирования (контроля) по правилам, установленным в нормативно-технической документации (НТД).

Структурная схема СД является многоуровневой и может быть представлена в виде трех ее функциональных частей (подсистем): f (Xкр , Хизм) — блок модели анализа и преобразования параметров; f (Xкр ) — блок модели технического состояния; f (X) — блок модели динамических характеристик и развивающихся дефектов; τ(Х) — блок модели остаточного ресурса; БД1, БД2, БД3 — базы данных диагностических параметров.

Подсистема 1-го уровня обеспечивает:

хранение информативных параметров;

измерение диагностических параметров;

обработку измеряемых диагностических параметров, представляя их в нормализованном виде, и передачу результатов измерения в обработанном виде в базу данных;

определение соответствия значений измеренных параметров нормированным значениям и формирование заключения о соответствии технического состояния объекта требованиям НТД;

формирование сигнала опасности эксплуатации объекта при превышении значений измеряемых параметров нормированных значений;

прием командных сигналов на изменение чувствительности датчиков, длительности и периодичности измерения и синхронизации.

Подсистема 2-го уровня обеспечивает:

определение вида и места развивающихся дефектов;

расчет производных и динамических диагностических параметров;

определение ретроспективы диагностических параметров;

определение степени опасности развивающихся дефектов;

изменение алгоритма работы подсистемы по команде верхнего уровня;

передачу результатов расчета и анализа в базу данных;

формирование сигнала об изменении режима работы системы охлаждения объекта.

Подсистема 3-го уровня обеспечивает оценку остаточного ресурса объекта.

Исходя из основных задач технического диагностирования первичным актом должно быть определение вида технического состояния. При установлении факта неисправности и дефекта последующий шаг направлен на поиск места, вида и опасности дефекта и определение причин неисправности.

В объекте могут образовываться и развиваться явные и неявные виды дефектов, а диагностироваться могут только явные дефекты. К категории неявного дефекта относится дефект, который не может быть обнаружен из-за отсутствия метода и средств его обнаружения.

Определение технического состояния деталей и элементов оборудования и всех видов нарушений в их функционировании происходит с использованием диагностических параметров.

Диагностические параметры подразделяются на три типа:

параметры информационного вида, представляющие объектную характеристику Хинф;

параметры, представляющие текущую техническую характеристику элементов (узлов) объекта Хi;

параметры, представляющие собой производные нескольких параметров Хпр.

К параметрам информационного вида Хинф относятся: тип объекта; время ввода в эксплуатацию и период эксплуатации; ремонтные работы, проводимые на объекте; нахождение объекта в нештатных ситуациях; технические характеристики объекта, полученные при испытании на заводе-изготовителе и/или при вводе в эксплуатацию; нормированные значения диагностических параметров Хкр; технические характеристики Xi объекта в виде ретроспективы абсолютных значений во времени Хi (t) или их производной (dX / dt)(t).

К диагностическим параметрам Xt, представляющим текущую техническую характеристику элементов (узлов) объекта, относятся измеренные параметры в текущий момент. Эти параметры в зависимости от вида оборудования могут различаться. В то же время целый ряд объектов контроля использует один и тот же вид параметров; эти параметры могут иметь лишь различные нормированные значения.

Для более объективной оценки технического состояния целесообразно использовать комплекс диагностических параметров. Однако использование этого комплекса в полном объеме может зависеть, в основном, от класса напряжения контролируемого объекта и мощности силового оборудования, в частности (авто)трансформаторов и реакторов. Если для оборудования 500—750 кВ указанный комплекс параметров вполне приемлем, то для оборудования ПО кВ он может быть избыточен по признаку технико-экономической неэффективности.

Как видно из приведенных видов диагностических параметров, число и вид параметров зависит, естественно, от вида контролируемого объекта. Лишь ограниченное число параметров является общей частью любого вида объекта.

Техническое состояние любого объекта можно установить при разовом и многократном диагностировании. При разовом диагностировании высоковольтного оборудования, состоящего из множества элементов, вероятность объективной оценки технического состояния мала. Следовательно, только случайно можно обнаружить стохастические дефекты при одноразовом диагностировании. Вероятность надежной и объективной оценки технического состояния повышается по мере увеличения числа актов контроля. Это обстоятельство является основанием для введения многократного диагностирования с определенной периодичностью, т.е. мониторинга диагностических параметров.

Важным моментом в определении диагностических параметров является периодичность их регистрации. Периодичность регистрации должна зависеть от скорости возможного образования и развития дефекта в любом контролируемом узле или детали объекта. При нормальном режиме работы оборудования процессы старения чрезвычайно медленны. Срок службы устанавливается исходя из старения наиболее критических узлов оборудования.

Существуют дискретные сигналы от устройств защиты, действующих на отключение, момент действия которой следует также отнести к диагностическим параметрам, поступающим в блок подсистемы анализа сервера АСУ ТП ПС (или сервера локальной системы диагностирования). Такие дискретные сигналы могут иметь периодичность 1—2 мс.

Существуют также диагностические параметры, которые определяются только по факту образования явления.» К таким параметрам относятся, например, сигнал срабатывания газового реле или устройств сброса давления, амплитуда и основная частота перенапряжения, амплитуда и основная частота напряжения при срабатывании разрядника (ограничителя перенапряжения) или коммутации разъединителями или выключателями, амплитуда и основная частота тока при коротком замыкании. В этом случае регистрация сигналов проводится собственно от возникших сигналов явлений.

В настоящее время существует возможность измерять автоматически основную часть текущих диагностических параметров техническими средствами под рабочим напряжением (т.е. в режиме «on-line»). Диагностирование проводится в циклической форме; каждый цикл включает в себя измерение всего комплекса параметров при обязательной регистрации параметров хотя бы один раз.

Основу системы диагностирования составляют аналитические модели.

При диагностировании оборудования знание взаимодействия событий при образовании дефекта является важнейшим условием определения логической цепи событий при создании моделей технического состояния узлов, систем и объекта в целом. Следовательно, построение схем событий является составной частью методики диагностирования при анализе результатов измерения параметров контролируемого оборудования.

После завершения цикла диагностирования в соответствии с установленной периодичностью измерения диагностических параметров передается команда на начало нового цикла измерения.

Модель остаточного ресурса основана на применение функциональной зависимости остаточного ресурса τ0 от диагностических параметров и их производных. Исходными данными этой модели являются значения Хст и Хдин i, которые были определены в модели f (X) и введены в блок Кd и затем в базу данных БДЗ. Анализ зависимости τ(Х) позволяет получить значение τ0, которое является остаточным ресурсом объекта. Следует отметить, что устранение выявленных дефектов приводит к нению значений диагностических параметров и соответственно к изменению значения остаточного ресурса.

6.9 Техника безопасности при эксплуатации электроприводов

Перед тем как приступить к какой-либо работе по обслуживанию электропривода, проверяют состояние защитного заземления. В том случае, когда работу разрешено выполнять лишь при снятом напряжении, в отсутствии напряжения на электроприводе убеждаются с помощью указателя напряжения. Указатель напряжения в свою очередь перед употреблением проверяют на исправность действия. При приближении к части электроустановки, заведомо находящейся под напряжением, исправный указатель должен подтверждать наличие напряжения.

При осмотрах элементов работающего электропривода не следует приближаться к токоведущим частям электроустановки. Важно также проявлять осторожность при очистке элементов электропривода, так как такие работы, выполняемые без снятия напряжения, создают опасность для исполнения. Следует учитывать, что опасность, вызванная нарушением правил техники безопасности, при обслуживании электроприводов возрастает в цехах, которые относятся к категории помещений с «повышенной опасностью» и «особо опасным».

Без снятия напряжения с электроустановки, но с соблюдением мер необходимой осторожности можно при эксплуатации выполнять такие работы, как чистку и об

тирку корпусов электрооборудования, доливку масла в подшипники электродвигателей, замену трубчатых или пробочных предохранителей. По специальным инструкциям можно также производить шлифовку колец и коллекторов.

Если требуется произвести какие-либо ремонтные работы в электродвигателях или аппаратах управления, а также заменить плавкие вставки открытого типа, такие работы разрешается выполнять одному лицу после предварительного отключения этого электродвигателя или аппарата от источников питания. Отключение производится не менее чем в двух местах (например, на щите и непосредственно на месте работы) рубильником, со снятием предохранителей. Во избежание ошибочной подачи напряжения к месту работ персонал, произведший отключение, должен вывесить предупредительные плакаты «Не включать — работают люди». Плакаты вывешиваются на рукоятках отключающих аппаратов, при помощи которых может быть подано напряжение. По окончании работ плакаты снимают.

Если указанное отключение по каким-либо причинам не может быть выполнено, ремонтные работы производятся двумя лицами.

Ручное управление пусковыми устройствами, имеющими открытые токоведущие части, является операцией, могущей при несоблюдении правил техники безопасности представлять опасность для обслуживающего персонала. Указанную операцию необходимо поэтому выполнять в диэлектрических перчатках. В сырых местах перед пусковыми устройствами кладут изолирующие подкладки.

В процессе эксплуатации может возникнуть необходимость в том, чтобы открыть ящик пускового устройства, находящийся под напряжением. При напряжении электродвигателя выше 1000 в и установке его пускового устройства в цехе открывать ящик разрешается лицу, имеющему необходимую для таких работ квалификацию. Если выявится надобность в выполнении каких-либо работ внутри ящика, предварительно с ремонтируемого устройства снимают напряжение.

При вращении электродвигателей производить какие-либо работы в его цепях опасно. Если возникает необходимость произвести работы в цепи реостата ротора во время вращения электродвигателя, то это разрешается только при поднятых щетках или полностью выведенном реостате. Эту работу выполняют в диэлектрических перчатках или инструментом с изолированными рукоятками, стоя на резиновом коврике.

Если электродвигатель длительно работает с повышенной вибрацией, что вредно для здоровья обслуживающего персонала, то указанную ненормальность подлежит устранить в возможно короткий срок.

7 . Ремонт электрических внутрицеховых сетей и освещения

7.1 Возможные повреждения в внутрицеховых сетях

Возможные повреждения в внутрицеховых сетях : неисправность изоляторов, штепсельных розеток и выключателей; провисание проводки; обрыв электросети; поломка предохранителей, автоматов, пакетников, неисправность участков внутрицеховых сетей и источников освещения, в том числе электропроводки с поврежденной изоляцией; муфт и воронок с маленьким количеством эпоксида или мастики. повреждения изоляции проводов в места подключения к оборудованию, повреждения электрического контакта трубопровода, который создается наличием «царапающих» (заземляющих) гаек в местах ввода труб в коробки и «перемычками», у тросовых и струнных проводок возможно повреждения крепления тросов; состояние изоляционных деталей натяжных устройств; крепления проводов и присоединения светильников, заземляющих устройств, повреждения заземляющих линий, повреждения креплений анкеров и натяжных устройств, которые при ослаблении натяжения троса подтягивают, возможны сколы и трещины у изоляционных детвлях, коррозии у натяжных устройств тросов и струн натяжных устройств.

7.2 Повреждения электрооборудования силовых распределительных пунктах

Повреждения электрооборудования силовых распределительных пунктах : механических повреждений стояков кабелей или проводов; нарушение целостности щитков, рубильников, выключателей, автоматов, предохранителей, штепсельных розеток, светильников, изоляции проводов.

7.3 Повреждения заземления

Повреждения заземляющей проводки - наиболее частые случаи при авариях от неисправности заземления, так как части электроустановок, подлежащие заземлению, оказываются незаземленными или заземленными через недопустимо большое сопротивление. Поэтому кроме испытания заземляющих электродов необходимо вести систематический контроль за состоянием заземляющей проводки. Исправность заземляющей проводки устанавливается путем проверки механической прочности контактов в местах соединения заземляющих проводников и их присоединения к заземляемым частям установок; электрического сопротивления проводки и ее контактов.

Как правило, такая проверка осуществляется без отключения заземленного электрооборудования. При вводе заземления в эксплуатацию (впервые или после реконструкции), кроме указанного выше, необходимо также проверять соответствие требованиям Правил сечений заземляющей проводки, правильности присоединения заземляющих частей электроустановок к магистрали заземления и окраски заземляющих проводников. Проверка механической прочности контактов заземляющей проводки производится до измерения сопротивления путем простукивания их молоточком, что не должно вызвать нарушения механической связи между соединенными частями проводки, если контакты обладают достаточной прочностью.

7.4 Организация и виды ремонта электрооборудования внутрицеховых сетей и распределительных пунктов

Ремонт внутрицеховых электросетей и источников освещения (мелкий) включает в себя следующие работы: замену неисправных изоляторов, штепсельных розеток и выключателей; закрепление провисшей электропроводки; восстановление электросети в местах ее обрыва; смену предохранителей, автоматов, пакетников и т. п.

В объем текущего ремонта входит: ремонт неисправных участков внутрицеховых сетей и источников освещения, в том числе замена электропроводки с поврежденной изоляцией, включая и в трубопроводах; перетяжка проводов, имеющих недопустимо большой провес; ремонт муфт и воронок с доливкой в случае необходимости эпоксида или мастики. Капитальный ремонт содержит полное переоборудование внутрицеховых электросетей и освещения, включая восстановление всех изношенных элементов и установок.

В проводках, осуществляемых в стальных трубах, частыми повреждениями изоляции проводов являются места подключения к оборудованию. Изоляция проводов может быть повреждена, если трубы не оконцованы защитной изоляционной втулкой или плохо закреплен выводной металлорукав, В обоих случаях за счет трения изоляции об острые части трубы и металлорукава изоляция может быть нарушена. Необходимо постоянно следить за сохранностью электрического контакта трубопровода, который создается наличием «царапающих» (заземляющих) гаек в местах ввода труб в коробки и «перемычками», которые привариваются к концам труб при их соединении или выводе к оборудованию.

Особые требования предъявляются к трубопроводам, проложенным во взрывоопасных зонах. Изоляционные (винипластовые) трубы подвержены поломкам. Обнаруженные поврежденные трубы должны быть либо заменены, либо защищены муфтами, если участки повреждения незначительны.

По внутрицеховым сетям проверяют наличие пыли в коробках шинопроводов; состояние контактных соединений; фактические нагрузки и степень нагрева шин; окраску и прочность; крепления короба и состояние фарфоровых изоляторов (трещины, сколы). При сварных шинах проверяют наличие трещин в местах сварки.

У тросовых и струнных проводок проверяют надежность крепления тросов; состояние изоляционных деталей натяжных устройств; качество крепления проводов и присоединения светильников. Проверяют состояние заземляющих устройств, целостность заземляющих линий.

К числу ремонтных работ в действующем цехе относятся работы по устройству новых участков линий к новым токоприемникам; по замене устаревших проводок более прогрессивными на отдельных участках, которые выполняются ремонтным персоналом предприятия.

При осмотрах и ремонте обращают внимание и проверяют крепление анкеров и натяжных устройств, которые при ослаблении натяжения троса подтягивают, но не более чем допускает установленная для данного пролета стрела провеса. Следует проверить и в случае необходимости заменить изоляционные детали, имеющие большие сколы и трещины. В случае появления коррозии у натяжных устройств тросов и струн восстанавливают антикоррозионное покрытие и смазку натяжных устройств; устраняют повреждения проводок; проверяют ответвления и вводы в светильники.

В сетях наиболее распространенными повреждениями являются: обгорание наконечников, повреждения концевых и соединительных муфт, возникающие обычно после аварий в результате некачественного монтажа, дефектов изоляции кабеля или проникновения влаги.

Поврежденный оконцованный наконечник жил удаляют с помощью ножовки. Оконцевание жилы кабеля новым наконечником выполняют одним из следующих способов: электродуговой, газовой, термитной сваркой, способом пайки и опрессованием, теми же приемами, как при монтаже.

7.5 Объем и нормы ремонтных испытаний

Электроосветительные установки после ремонта подвергают ряду проверок и испытаний. При этом проверяют сопротивление изоляции сети рабочего и аварийного освещения и исправность системы аварийного освещения, отключая рабочее освещение не реже одного раза в квартал; автомат аварийного переключения освещения— один раз в неделю в дневное время; изоляцию у стационарных трансформаторов на напряжение 12—36 В — один раз в год, а у переносных трансформаторов и ламп на 12—36 В — каждые три месяца; у переносных трансформаторов исправность кожуха, а также надежность заземления корпуса и обмотки низшего напряжения. Один раз в год проводят люксметром фотометрические измерения освещенности в основных производственных цехах, помещениях и основных рабочих местах с контролем соответствия мощности ламп проекту. Результаты проверок и осмотров оформляют актами, утвержденными главным энергетиком предприятия. В межремонтный период и после капитального ремонта со гласно ПТЭ и ПТБ проводят следующие испытания и проверки: проверяют сопротивления изоляции проводок цеховых сетей и освещения мегомметром на напряжение 1000 В и для кабелей 2500 В; проверяют специальным

мегомметром сопротивления заземляющих устройств (заземлителей); точными приборами измерения проверяют сопротивления петли фаза-нуль для наиболее удаленного участка; в случае необходимости специальными ждукционными устройствами уточняют трассы и глубины залегания кабеля; специальной установкой определяют место и характер повреждения кабеля; специальными термоматериалами проверяют температуру нагрева жил проводов, кабелей, шин, шинопроводов в местах контактов; проверяют надежность соединения шин и оконцевания многожильных проводов опрессовкой.

7.6 Ремонт осветительных сетей и установок

Осветительная установка состоит из осветительных приборов (светильников) и электропроводки.

Электропроводкой называется совокупность проводов и кабелей с креплениями, поддерживающими и защитными конструкциями. Электропроводки применяют в осветительных и силовых сетях переменного тока напряжением до 660 В и выполняют изолированными проводами и небронированными кабелями малых сечений. По способу выполнения электропроводки разделяют на открытые, проложенные по конструкциям, в стальных коробах, трубопроводах, и скрытые — в стенах, перекрытиях и т.д.

Короб — конструкция прямоугольного или другого профиля, предназначенная для прокладки в ней проводов и кабелей внутри помещений. Открытые короба называ ются лотками.

На промышленных объектах чаще всего применяют открытые электропроводки, например тросовые, как более простые и экономичные. Для защиты от внешних механических воздействий и окружающей среды проводку выполняют изолированным проводом в стальных или пластмассовых трубах.

Светильником называется устройство, состоящее из осветительной арматуры и источника света (лампы). В светильниках применяются лампы накаливания и люминесцентные.

Плановый ремонт осветительной установки проводят одновременно с ремонтом всего оборудования РУ. Перегоревшие лампы заменяют новыми. Патроны должны быть надежно закреплены и не вращаться при замене лампы. Стеклянные колпаки протирают или промывают (при большом загрязнении).

7.7 Техника безопасности при ремонте электрических внутрицеховых сетей и освещения

При производстве работ в электроустановках выполняются технические и организационные мероприятия ( меры ) предосторожности для того, чтобы исключить случайную подачу напряжения к месту работы и случайное приближение или прикосновение к токоведущим частям, оставшимся под напряжением.

Организационными  мероприятиями, обеспечивающими безопасность работы в электроустановках, являются: 1. Оформление работы нарядом или распоряжением, 2. Допуск к работе, 3. Надзор во время работы, 4. Оформление перерывов в работе, переводов на другое рабочее место, окончание работы.

Для подготовки рабочего места к работе, требующей снятия напряжения, должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

1) произведены необходимые отключения;

2) вывешены запрещающие плакаты во избежание подачи напряжения на рабочее место;

3) проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях;

5)наложено заземление;

6) проведены работы по ограждению рабочего места;

7) вывешены указательные плакаты «Заземлено».

При подготовке рабочего места должны быть отключены:

1) токоведущие части, на которых будут производиться работы;

2) неогражденные токоведущие части, к которым возможно случайное приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин на расстояние, менее указанного

3) при работе на отключенной ВЛ, когда не исключена возможность приближения элементов этой ВЛ на расстояние, к токоведущим частям других ВЛ, находящимся под напряжением, последние должны быть отключены.

8 Ремонт кабельных линий напряжением до 10 кВ

8.1 Организация подготовительных работ при ремонте кабельных линий

Подлежащая ремонту кабельная линия заносится в сводку поврежденных линий, которая хранится у дежурного диспетчера. В сводке дежурным диспетчером отмечаются: дата и время вывода линии в ремонт, состояние — ход ремонта линии на каждый день, дата и время определения места повреждения, начала земляных работ, нахождения и ликвидации повреждения, начала и окончания монтажных работ на линии, ее испытание, фазировка, включение и восстановление нормальной схемы. С момента повреждения и вывода кабельной линии в ремонт вплоть до включения ее после окончания ремонта и восстановления нормальной схемы питания дежурный диспетчер контролирует, а в случае нужды принимает меры для ускорения ремонтных работ, производя дополнительные измерения, переключения в сети, фазировку линии с шинами центра питания и другие оперативные работы в сети. Место повреждения кабельной линии указывается измерителем мастеру централизованного участка непосредственно на месте и фиксируется в протоколе измерения.

После оформления разрешения на право производства разрытия руководитель работ — мастер централизованного участка, до того как приступить к земляным работам, выполняет следующее: вызывает на место предстоящих земляных работ телефонограммой представителей всех организаций, подземное хозяйство которых может попасть в зону разрытия, и получает от них необходимые сведения о местоположении их сооружений, технические условия и допуск на право производства работ; уточняет по рабочим чертежам трассу кабельных линий, количество и наименование линий, попадающих в раскопку, и определяет меры охраны действующих линий от механических повреждений при производстве земляных работ; определяет метод производства земляных работ исходя из конструкции основания асфальтового покрытия, потребность в механизмах, транспорте и рабочей силе; организует доставку на место работ щитов для ограждения участка работы, установку необходимых сигнальных знаков, пешеходных мостиков для организации движения пешеходов в зоне разрытия; выбирает место для размещения фургона.

Земляные работы для вскрытия траншеи, устройства котлованов и проведения ремонта поврежденной кабельной линии выполняются ремонтным персоналом с соблюдением мер защиты действующих кабельных линий от механических повреждений в порядке и последовательности, изложенных в по организации охраны кабельных линий. Если в месте повреждения кабеля проложено несколько кабельных линий и на искомом кабеле явного повреждения не обнаруживается, то во избежание ошибок необходимо разрыть и открыть все кабельные линии, проложенные в месте повреждения. Вскры

тие кабеля для ремонта может быть произведено только после сверки мастером расположения кабеля на месте с расположением на инвентарном плане кабельной трассы, а также путем проверки отсутствия напряжения на данном кабеле индукционным методом или методом накладной рамки. Генератор звуковой частоты при этом включается на закорачиваемые две фазы искомого кабеля.

Перед тем как разрезать кабель или вскрыть муфты, в соответствии с требованиями правил безопасности кабель или муфту, кроме того, необходимо проколоть специально применяемой для этой цели изолирующей штангой.

После того как место повреждения обнаружено, объем и содержание ремонта кабельной линии определяются в зависимости от характера повреждения и состояния изоляции линии.

8.2 Объем и нормы ремонтных испытаний кабельных линий

В соответствии с требованиями ПУЭ объем приемо-сдаточных испытаний силовых кабельных линий включает следующие работы.

1. Проверка целостности и фазировки жил кабеля.

2. Измерение сопротивления изоляции.

3. Испытание повышенным напряжением выпрямленного тока.

4. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.

5. Определение активного сопротивления жил.

6. Определение электрической рабочей емкости жил.

7. Измерение распределения тока по одножильным кабелям.

8. Проверка защиты от блуждающих токов.

9. Испытание на наличие нерастворенного воздуха (пропиточное испытание).

10. Испытание подпитывающих агрегатов и автоматического подогрева концевых муфт.

11. Контроль состояния антикоррозийного покрытия.

12. Проверка характеристик масла.

13. Измерение сопротивления заземления.

8.3 Ремонт пластмассовых оболочек кабелей

Первый способ ремонта поливинилхлоридного шланга или оболочек — сварка, которая в струе горячего воздуха (при температуре 170—200 °С) производится с применением сварочного пистолета с электрическим подогревом воздуха (рисунок 1) или газовоздушным пистолетом (рисунок 2). Сжатый воздух при этом подводится давлением 0,98-104 Па от компрессора, баллона со сжатым воздухом, переносного блока с ручным насосом.

В качестве присадки при сварке применяется поливинилхлоридный пруток диаметром 4—6 мм.

Перед сваркой места, подлежащие ремонту, необходимо очистить и обезжирить бензином, кабельным ножом вырезать посторонние включения и срезать в местах повреждения шланга выступающие края и задиры.

Рисунок 1 – Сварочный пистолет ПС-1 с электрическим подогревом:  1 — сопло для выхода горячего воздуха; 2 — нагревательная воздушная камера; 3 — штуцер для подачи сжатого воздуха; 4 — электропровод

Для ремонта проколов небольших отверстий и раковин место повреждения в шланге или оболочке и конец присадочного прутка прогревают в течение 10—15 с струей горячего воздуха, затем струю отводят, а конец прутка прижимают и приваривают к шлангу в месте разогрева. После охлаждения, убедившись в прочности приварки прутка легким подергиванием его, пруток отрезают.

Для герметизации и выравнивания сварочного шва место ремонта прогревают до появления признаков плавления, после этого к разогретому месту прижимают рукой кусок кабельной бумаги, сложенной в три-четыре слоя. Для надежности операцию повторяют 3—4 раза.

Для ремонта шланга или оболочки, имеющего щели, прорези и вырезы, конец присадочного прутка приваривают к целому месту шланга на расстоянии 1—2 мм от места повреждения.

Убедившись в прочности приварки, направляют струю воздуха так, чтобы одновременно прогревались нижняя часть присадочного прутка и обе стороны прорези или щели. Легким усилием нажимая на пруток, последний укладывают и приваривают вдоль щели или прорези. Приварку прутка заканчивают на целом месте на расстоянии 1—2 мм от повреждения. Затем ножом срезают выступающие поверхности прутка и производят выравнивание сваренного шва.

Рисунок2 –Газовоздушный пистолет: 1 - сопло для выхода горячего воздуха; 2 - нагревательная воздушная камера; 3 -резиновая трубка; 4 - кран для воздуха; 5 - кран для пропан-бутана; 6 - штуцер для подачи сжатого воздуха; 7 - штуцер для подачи пропан-бутана

Разрывы шланга или оболочки ремонтируют с применением поливинилхлоридных заплат или разрезанных манжет.

Заплата изготовляется из пластиката так, чтобы края ее на 1,5— 2 мм перекрывали место разрыва. Заплату по всему периметру приваривают к шлангу, а затем вдоль образовавшегося шва приваривают присадочный пруток, а выступающие поверхности прутка срезают и производят выравнивание шва в месте сварки.

Для ремонта шланга или оболочки с применением разрезной манжеты отрезают кусок поливинилхлоридной трубки на 35—40 мм больше длины поврежденного места, разрезают трубку вдоль и надевают ее на кабель симметрично месту повреждения. Манжету временно закрепляют поливинилхлоридной или миткалевой лентой с шагом 20—25 мм, приваривают конец прутка в месте стыка манжеты со шлангом (оболочкой), а затем укладывают и приваривают пруток вокруг торца манжеты. После приварки обоих торцов манжеты к шлангу (оболочке) снимают ленты временного крепления, приваривают пруток вдоль разреза манжеты, срезают выступающие поверхности прутка и производят окончательное выравнивание всех сварных швов.

По второму способу ремонт поливинилхлоридных шлангов и оболочек кабелей может выполняться с применением эпоксидного компаунда и стеклоленты. Поверхность шланга или оболочки предварительно обрабатывается, как указано выше, и дополнительно на ней создается шероховатость с помощью драчевого напильника. Место повреждения и за его краями на расстоянии 50—60 мм в обе стороны смазывается эпоксидным компаундом К-115 или К-176 с введенным в него отвердителем. По слою эпоксидного компаунда накладываются четыре-пять слоев стеклоленты, каждый из которых также промазывается слоем компаунда.

Временный ремонт шлангов и оболочек в целях предотвращения проникновения влаги под оболочку кабеля, а также для предотвращения вытекания битумного со

става из-под шланга разрешается выполнять с помощью липкой поливинилхлоридной ленты с 50 %-ным перекрытием в три слоя с промазкой верхнего слоя поливинилхлоридным лаком № 1. По второму способу временный ремонт выполняется лентой ЛЭТСАР в три слоя с 50 %-ным перекрытием.

8.4 Ремонт концевых заделок и соединений муфт кабелей

При ремонте концевых заделок силовых кабелей обычно выполняется во время проведения текущего ремонта оборудования подстанций. При ремонте концевых заделок силовых кабелей проверяют соответствие расстояний от фаз до "земли" значениям указанным в ПУЭ. При напряжении 6 кВ это расстояние должно быть не менее 90 мм, при 10 кВ - 120 мм.

Поверхность концевых заделок силовых кабелей тщательно очищают от пыли. При внешнем осмотре проверяют целостность наконечников, их соответствие сечению жил кабеля и качество пайки (сварки, опрессовки). Обнаруженные дефекты устраняют.

У стальных воронок напряжением 6 и 10 кВ протирают и осматривают фарфоровые втулки. Если они имеют сколы и трещины, их заменяют. Эту работу выполняют монтеры-кабельщики, поскольку необходимо демонтировать заделку.

Если заливочной массы недостаточно, ее доливают. При изломе изоляции фаз ее необходимо восстановить, после чего жилы кабеля и корпус воронки покрывают эмалевой краской.

Концевые заделки из эпоксидного компаунда осматривают и при обнаружении течи пропитывающего состава принимают меры по восстановлении герметичности. Нарушение ее происходит обычно в результате несоблюдения указаний по обезжириванию поверхности и других технологических указаний при монтаже концевых заделок силовых кабелей.

Для устранения течи пропитывающего состава в месте входа кабеля в корпус заделки обезжиривают ее нижнюю часть на участке 40 - 50 мм и такой же участок брони (оболочки) кабеля тряпкой, смоченной в ацетоне или авиационном бензине. Участок брони (оболочки) обрабатывают ножовочным полотном, ножом или напильником для создания шероховатой поверхности.

На обезжиренный участок накладывают двухслойную подмотку из хлопчатобумажной ленты, смазываемой эпоксидным компаундом, затем устанавливают съемную ремонтную форму из винипласта, полиэтилена и т. д. Формы из жести или картона предварительно смазывают тонким слоем тавота, трансформаторного масла или другим веществом во избежание прилипания эпоксидного компаунда, затем заливают тем же компаундом, из которого был выполнен корпус заделки.

При нарушении герметичности в месте выхода жил кабеля из корпуса заделки обезжиривают плоскую поверхность корпуса и выходящие участки фаз длиной 30 мм. Устанавливают съемную ремонтную форму, заливаемую компаундом аналогично предыдущему случаю.

При нарушении герметичности на жилах кабеля обезжиривают поврежденный участок поверхности и накладывают двухслойную подмотку из хлопчатобумажных лент, смазываемых эпоксидным компаундом. Аналогично устраняют течь пропитывающего состава при нарушении герметичности в месте примыкания трубки к цилиндрической части наконечника. В этом случае дополнительно поверх подмотки накладывают плотный бандаж из крученого шпагата с обмазкой эпоксидным компаундом.

Необходимость ремонта соединительной муфты или монтаж вставки кабеля и двух соединительных муфт устанавливается после осмотра муфты и ее разборки.

В том случае, если пробой произошел с места пайки жилы или с гильзы на корпус свинцовой муфты и разрушение от пробоя имеет небольшие размеры и изоляция не увлажнена, производится последовательная разборка муфты и разборка поврежденной части изоляции Затем восстанавливается изоляция бумажными роликами или лентой ЛЭТСАР и прошпаривается массой МП-1. Устанавливается разрезной корпус муфты, и выполняются все дальнейшие операции по монтажу муфты.

В случае, если пробой произошел в шейке муфты с жилы на край оболочки и изоляция не увлажнена, производится разборка муфты. Затем отрезается участок брони и оболочки на длину, необходимую для удобного разведения жил. Восстанавливается изоляция у поврежденной жилы, и выполняется прошпарка. Устанавливается удлиненный разрезной корпус свинцовой муфты, и выполняются все операции по монтажу муфты.

Если невозможно выполнить удлиненную муфту из-за больших разрушений, то применяется вставка кабеля с монтажом двух муфт по технологии, предусмотренной технической документацией.

8.5 Объем и нормы испытаний кабеля. Техника безопасности при ремонте и испытаниях кабельных линий

 Кабельные линии и кабельные вставки на напряжение 3-10 кВ с бумажно-масляной изоляцией испытываются повышенным выпрямленным напряжением и проводятся по решению технического руководителя  предприятия: - после прокладки кабеля (укладки в траншею или в кабельном канале); - после установки концевых и соединительных муфт; - после ремонта; - непосредственно перед вводом в работу; - после длительного (более 30 дней) отключенного состояния; - в эксплуатации испытания повышенным выпрямленным напряжением.

Кабельные линии с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 3-10 кВ испытываются: - перед включением новой кабельной линии или вставки в работу; - после проведения ремонтов и установок концевых или соединительных муфт.

При проведении испытаний кабельных линий повышенным выпрямленным напряжением производится измерение токов утечки, которые фиксируются в паспорте кабельной линии и в дальнейшем при повторных испытаниях производится их сравнительный анализ. При увеличении токов утечки более чем в 3 раза необходимо провести диагностику состояния кабеля.

В одножильных кабельных линиях и вставках испытанию подвергается изоляция между токоведущей жилой и заземленной оболочкой кабеля.

Важным условием обеспечения безопасности персонала при ремонте кабельных линий является выполнение работ по нарядам и не менее чем двумя лицами. Ремонтные работы разрешается производить лишь после всестороннего отключения ремонтируемого кабеля, проверки на его концах отсутствия напряжения и вывешивания в местах, откуда может быть подано напряжение на ремонтируемый кабель, плакатов «Не включать — работают люди».

При ремонте кабельных линий приходится иногда разрезать кабель или вскрывать муфту. Такие работы можно выполнять, убедившись предварительно в том, что кабель не находится под напряжением. Проверку осуществляют специальным прокалывателем, снабженным изолирующей штангой.

При ремонтных работах в кабельных сооружениях (туннели, коллекторы, каналы и т. п.), а также при земляных работах по раскопке кабельных трасс можно столкнуться с наличием в указанных местах газа. Поэтому до начала работ, пользуясь специальным прибором, устанавливают отсутствие вредных для дыхания газов. При обнаружении газов рабочие не допускаются к работам, пока обнаруженный газ не будет удален.

Во избежание пожаров при ремонте кабелей разогревать кабельную массу и заправлять бензином паяльную лампу разрешается только вне кабельных сооружений. При испытаниях силовых кабелей постоянным током повышенного напряжения от кенотронной установки ее необходимо оградить и до начала испытаний удалить с места работ людей. Испытательная установка перед испытанием должна быть заземлена. Присоединение и испытание кабелей следует производить в диэлектрических перчатках, стоя на изолирующем основании.

По окончании испытания кабелей постоянным током все жилы кабеля разряжают от накопленного электрического заряда через ограничительное сопротивление, которое предусмотрено для этой цели в кенотронных установках. 

9 Ремонт силовых трансформаторов и электрооборудования подстанций

9.1 Виды и причины неисправностей трансформаторов и технология их ремонта

Во время эксплуатации не исключено возникновение различного рода дефектов и неполадок трансформаторов, в разной степени отражающихся на их работе. С одними неполадками трансформаторы могут длительно оставаться в работе, при других необходим немедленный вывод их из работы. В каждом случае возможность дальнейшей работы определяется характером повреждения.

Причины повреждений заключаются в неудовлетворительных условиях эксплуатации, некачественном ремонте и монтаже трансформаторов. Немалую роль играют дефекты отдельных элементов конструкции современных трансформаторов, применение недостаточно высокого качества изоляционных материалов.

Типичными являются повреждения изоляции, магнитопроводов, переклключающих устройств, отводов, маслонаполненных и фарфоровых вводов.

Повреждение изоляции трансформаторов

Главная изоляция часто повреждается из-за нарушения ее электрической прочности при увлажнении, а также при наличии мелких изъянов. В трансформаторах 220 кВ и выше повреждения связывают с появлением так называемого "ползущего разряда", представляющего собой постепенное разрушение изоляции местными разрядами..

К интенсивному тепловому износу витковой изоляции приводит набухание дополнительной изоляции катушек и связанное с этим прекращение циркуляции масла из-за частичного или полного перекрытия масляных каналов.

Механические повреждения витковой изоляции нередко происходят при коротких замыканиях во внешней электрической сети и недостаточной электродинамической стойкости трансформаторов, что является результатом ослабления усилий запрессовки обмоток.

Повреждения магнитопроводов трансформаторов

Магнитопроводы повреждаются из-за перегрева вследствие разрушения лаковой пленки между листами и спекания листов стали, при нарушении изоляции прессующих шпилек, при возникновении короткозамкнутых контуров, когда отдельные элементы магнитопровода оказываются замкнутыми между собой и на бак.

Повреждения переключающих устройств трансформаторов

Повреждение переключающих устройств ПБВ происходит при нарушении контакта между подвижными контактными кольцами и неподвижными токоведущими стержнями. Ухудшение контакта происходит при снижении контактного давления и образовании оксидной пленки на контактных поверхностях.

Повреждения отводов от обмоток к переключающим устройствам и вводам вызываются главным образом неудовлетворительным состоянием паек контактных соединений, а также приближением гибких отводов к стенкам баков, загрязнением масла проводящими механическими примесями, в том числе оксидами и частицами металла из систем охлаждения.

Повреждения вводов трансформатора

Повреждения вводов 110 кВ и выше связаны в основном с увлажнением бумажной основы. Попадание влаги внутрь вводов возможно при некачественном выполнении уплотнений, при доливке вводов трансформаторным маслом с пониженной диэлектрической прочностью. Заметим, что повреждения вводов, как правило, сопровождаются пожарами трансформаторов, приносящими значительный ущерб.

Характерной причиной повреждения фарфоровых вводов является нагрев контактов в резьбовых соединениях составных токоведущих шпилек, или в месте подсоединения наружных шин.

Защита трансформаторов от внутренних повреждения

Защита трансформаторов от внутренних повреждений осуществляется  устройствами релейной защиты. Основными быстродействующими защитами являются дифференциальная токовая зашита от всех видов коротких замыканий в обмотках и на выводах трансформатора, газовая защита от замыканий, происходящих внутри бака трансформатора и сопровождающихся выделением газа и от {понижения уровня масла,токовая отсечка без выдержки времени от повреждений в трансформаторе, сопровождающихся прохождением сравнительно больших токов короткого замыкания.

Схема технологического процесса ремонта трансформаторов

Транспортировка трансформаторов. Прием трансформатора в ремонт

Дефектация трансформаторов

Ремонт активной части

Сушка и пропитка обмоток

 Ремонт арматуры трансформатора

Сборка трансформатора

9.2 Техническая документация при проведение ремонтных работ

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

При приеме трансформатора в ремонт составляют наряд-заказ. В нем заказчик указывает причину вывода трансформатора в ремонт (авария, необходимость переделки на другие параметры, появление какой-нибудь неисправности в процессе эксплуатации и т. п.), сообщает все известные ему сведения о трансформаторе (сколько

времени и в каких условиях находился в эксплуатации, сколько прошел ремонтов, их характер и вид, время последнего ремонта). На основании сведений ориентировочно устанавливают объем ремонта и намечают удобный для заказчика и возможный для ремонтного предприятия срок ремонта. 

В начальной стадии ремонта одновременно с разборкой производят дефектировку трансформатора, результаты которой фиксируют в ведомости дефектов. К ней прикладывают протоколы сокращенного химического анализа трансформаторного масла из бака и других предварительных испытаний, электрических и гидравлических. На основании ведомости дефектов окончательно определяют требуемый объем ремонта. При необходимости ремонта с заменой обмоток составляют заказ на изготовление новых обмоток на соответствующем предприятии с указанием их типоразмеров и других требуемых характеристик и данных. 

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

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

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

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

9.3 Сборка и испытание трансформаторов после ремонта

Все трансформаторы, прошедшие ремонт, подвергают контрольным испытаниям в соответствии с установленными нормами.

Целью испытаний является проверка качества ремонта, правильности сборки и соответствия технических характеристик собранного трансформатора требованиям стандарта.

В процессе ремонта и сборки отдельных частей трансформатора проводят промежуточные испытания, по которым судят о качестве ремонта.

После капитального ремонта трансформаторов с заменой обмоток проводят химический анализ и проверяют электрическую прочность трансформаторного масла, испытывают повышенным напряжением переменного тока, определяют потери тока холостого хода, проверяют группы соединений и коэффициент трансформации, измеряют оммическое сопротивление обмоток, сопротивление изоляции обмоток, сопротивление обмоток постоянному току, изоляцию стяжных болтов и ярмовых балок, характеристики изоляции масляных трансформаторов, потери и напряжение короткого замыкания, проводят испытание бака на отсутствие течи и просасывание масла, на нагрев, динамическую и термическую устойчивость при внезапных коротких замыканиях, проверяют также величину давления контактов переключателя.

Измерения характеристик изоляции производят при температуре изоляции не ниже 10 °С не ранее чем через 12 ч после окончания заливки маслом. Если температура масла ниже 10 °С, то для изменения характеристик изоляции трансформатор должен быть нагрет.

Трансформаторы испытывают в собранном виде с установленными на них деталями и узлами, которые могут оказать влияние на результаты испытаний. Все полученные результаты заносят в паспорт трансформатора. После капитального ремонта без смены обмоток допускается не определять ток холостого хода, не проверять группы соединений и коэффициенты трансформации.

Для трансформаторов мощностью до 630 кВА включительно (без смены обмоток) количество испытаний сводят к минимуму и ограничиваются измерением сопротивления изоляции, испытанием повышенным напряжением, анализом и испытанием масла.

9.4 Виды неисправностей измерительных трансформаторов , ремонт , испытания их после ремонта

Трансформаторы напряжения по своему устройству и принципу работы напоминают обычные силовые трансформаторы, но отличаются от них малой мощностью (максимальная мощность трансформатора напряжения НОМ-10 составляет 720 В*А) и изготовляются со стороной высшего напряжения на все напряжения по ГОСТу от 0,38 до 500 кВ.

Перед монтажом трансформаторы напряжения подвергают осмотру и ревизии, когда поднимают активную часть и сушат обмотки.

При ревизии трансформатора с выемкой активной части проверяют состояние магнитопровода и обмоток в тех же объемах, что и у силовых трансформаторов. Обнаруженные при ревизии неисправности устраняют, а снижение сопротивления изоляции вследствие ее увлажнения восстанавливают путем сушки активной части трансформатора напряжения.

Трансформаторы напряжения при монтаже устанавливают на металлической раме высотой 20 - 25 см, прикрепленной к полу камеры. Иногда трансформатор монтируют на угольниках, приваренных к закладным частям камеры или каркасу ячейки КРУ или КПТ. Для удобства ревизии или замены трансформатора передний опорный угольник конструкции должен быть обращен полкой вниз. Технология ремонта трансформатора напряжения, правила разборки магнитопровода, снятие и ремонт катушек, выполнение намоточных работ при изготовлении катушек, ремонт пластин магнитопровода и т. п. очень сходны с подобными работами силового трансформатора. На все время ремонта или монтажа первичные и вторичные обмотки трансформаторов напряжения в целях безопасности должны быть закорочены, так как случайные соприкосновения с временными проводками, предназначенными для освещения, сварки и измерений, могут вызвать обратную трансформацию и напряжение, опасное для людей.

Трансформаторы тока, у которых повреждены изоляторы, имеются глубокие вмятины на кожухе, зафиксирован пробой изоляции на металлический корпус, обнаружены внутренние обрывы проводов вторичной цепи, подлежат ремонту до начала монтажа. После окончания ремонта трансформаторов тока их подвергают испытаниям, определяя сопротивление изоляции первичной обмотки по отношению к корпусу трансформатора тока и сопротивление изоляции вторичных обмоток.

Ремонт трансформаторов тока заключается в проверке целости фарфоровых изоляторов покрышек и их армировки. В случае выявления сколов фарфоровых изоляторов с небольшой площадью поверхности и нарушенным армировочным швом их ремонтируют тем же способом, что и изоляторы силовых трансформаторов.

При ремонте проверяется прочность крепления стержня, проходящего через изолятор. Для определения состояния изоляции между первичной и вторичной обмотками и выяснения наличия или отсутствия обрыва в цепи вторичной обмотки трансформатора тока пользуются мегаомметром напряжением 1000 В. Сопротивление изоляции между обмотками, а также между ними и корпусом должно быть не менее 100 МОм.

При ремонте проходных трансформаторов тока ТПФМ и ТПОФ проверяют также наличие контакта между корпусом и покрытой проводящим слоем (металла или графита) поверхностью изолятора. Если контакт не нарушен, стрелка мегаомметра остановится на нулевой отметке. При отсутствии контакта поверхность изолятора зачищают и покрывают графитной краской.

Изоляцию трансформаторов тока сушат первичным током при короткозамкнутой вторичной обмотке или вторичным током при короткозамкнутой первичной обмотке

(рис. 38). В трансформатоpax тока напряжением 6 - 10 кВ при нагреве первичным током и замкнутой вторичной обмотке ток в обмотках допускается не более 1,3 - 1,4 номинального тока во вторичной обмотке. При сушке вторичным током и короткозамкнутой первичной обмотке ток должен быть не более 1,1 - 1,2 номинального тока в первичной обмотке.

Испытание измерительных трансформаторов

Наружный осмотр

При наружном осмотре измерительных трансформаторов проверяют наличие паспорта, состояние фарфора изоляторов, а также число и место установки заземлений вторичных обмоток. Заземление вторичных обмоток Измерительных трансформаторов надлежит выполнять в одном месте — на панели защиты или на клеммной сборке, т. е. там, где заземление может быть безопасно отсоединено без снятия высокого напряжения.

Кроме того, проверяют исправность резьбы в ламелях зажимов трансформаторов тока. У трансформаторов тока классов Д и 3, предназначенных для работы в цепях дифференциальной и земляной защит, проверяют также их комплектность. Все трансформаторы данного комплекта должны иметь один и тот же номер комплекта.

Встроенные трансформаторы тока перед установкой должны быть высушены, а при монтаже необходимо следить, чтобы они были установлены в соответствии с заводскими надписями «верх» и «низ». У выключателей с встроенными трансформаторами тока проверяют наличие уплотнения труб и сборных коробок, через которые проходят цепи трансформаторов тока.

При осмотре измерительных трансформаторов напряжения необходимо убедиться в отсутствии проворачивания проходных штырей.

Перед включением в эксплуатацию трансформаторов напряжения, залитых маслом, необходимо удалить резиновую шайбу из-под пробки для заливки масла.