обеспечить своевременное расследование НС на производстве и его учет в соответствии с настоящей главой;

немедленно проинформировать о НС на производстве родственников пострадавшего, а также направить сообщение в органы и организации, определенные настоящим Кодексом и иными нормативными правовыми актами;

Лекция № 2

Заземление ПУЭ, 1986г, глава 1.7

1. Определения

1. Э/установки в отношении мер э/безопасности разделяются на:

• э/установки выше 1кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю – свыше 500А),

• э/установки выше 1кВ в сетях с изолированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю- до 500А),

• э/установки до 1кВ с глухо-заземленной нейтралью,

• э/установки до 1кВ с изолированной нейтралью.

2. Эл. сетью с эффективно заземленной нейтралью наз. 3-х фазная эл. сеть выше 1кВ, в кот. коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4. Коэф. замыкания наз. отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой фазы к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания.

3. Глухо-заземленной нейтралью наз. нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (через ТТ.).

4. Изолированной нейтралью наз. нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземл. устройству или присоединенная к нему через приборы сигнализации, измерения, дугогасящие реакторы, то есть, имеющие большое R.

5. Нейтралями эл. установок наз. общие точки обмотки генераторов или трансформаторов, соединенных в Y.

6. Заземляющим устройством наз. совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлителем наз. совокупность металлически соединенных между собой проводников, находящихся в соприкосновении с землей. Заземлители искусственные и естественные.

7. Заземлителем наз. проводник (электрод) или их совокупность, находящихся в соприкосновении с землей. Заземлители – искусственные и естественны.

8. Заземляющим проводником наз. проводник, соединяющий заземляемые части с заземлителем.

9. Магистралью заземления наз. заземляющий проводник с двумя и более ответвлениями.

10. Сопротивлением заземляющего устройства наз. отношение напряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с заземлителя в землю.

2. Общие требования

1. Для защиты людей от поражения э/током при повреждении изоляции применяются следующие защитные меры: заземление, зануление, защитное отключение, разделительный трансформатор, малое напряжение, двойная изоляция, выравнивание потенциалов.

2. Заземление или зануление следует выполнять при напряжении 380В и выше ~I и 440В и выше =I – во всех э/установках, при U выше 50В, но ниже 380В ~I и выше 110В, но ниже 440В =I – только в помещениях повышенной опасности, особо опасных и в наружных установках. Заземление и зануление не требуется при U до 50В ~I и до 110В =I.

3. Для заземления э/у различных назначений и U, территориально приближенных одна к другой, рекомендуется применять общее заземляющее устройство, кот. должно удовлетворять всем требованиям, предъявляемых к заземлению: защиты людей от поражения э/током при повреждении изоляции, условиям работы режимов работы сетей, защиты э/оборудования от перенапряжения.

4. При невозможности выполнения заземления, зануления и защитного отключения, если это представляет значительные трудности по технологическим причинам, допускается обслуживание э/оборудования с изолирующих площадок.

3. Части, подлежащие заземлению и занулению

1. корпуса э/машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т д.;

2. приводы э/аппаратов;

3. вторичные обмотки измерительных трансформаторов;

4. каркасы распредщитов, щитов управления, а также съемные или открывающиеся части, если на них установлено оборудование выше 50В ~I и более 110В =I.

5. металлические конструкции РУ, кабельные конструкции, металлические кабельные соединительные муфты, металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, металл оболочки проводов, металлорукова, трубы э/проводки, кожухи, короба, струны, тросы, на кот. укреплены кабели и провода.

6. метал. оболочки и броня контрольных и силовых кабелей и проводов U до 50В ~I и до 110В =I, проложенных на общих метал конструкциях;

7. метал. корпуса передвижных и переносных э/приемников; э/оборудование, размещенное на движущихся частях станков, машин.

8. С целью уравнивания потенциалов в тех помещениях и наружных установках, в кот. применяется заземление, строительные и производственные конструкции, стационарно проложенные трубопроводы всех назначений, метал. корпуса технологического оборудования, подкрановые и ж/д пути должны быть присоединены к сети заземления или зануления.

1. Не требуется преднамеренно заземлять:

1. корпуса э/об, аппаратов и э/монтажных конструкций, установленных на заземленных метал. конструкциях, распредустройствах, на щитах, машин и механизмов, при условии обеспечения надежного электрического контакта с заземленным основанием;

2. конструкции, перечисленные в п. 3 при условии надежного электрического контакта между этими конструкциями и установленными на них заземленным или зануленным э/оборудованием;

3. арматуру изоляторов всех типов, оттяжек, кронштейнов и осветительной арматуры при установке их на деревянных опорах ВЛ. или на деревянных конструкциях открытых п./ст., если это не требуется по условиям защиты от атмосферных перенапряжений;

4. съемные и открывающиеся части метал каркасов камер РУ, шкафов, ограждений, если на них не установлено э/оборудование U свыше 50 В ~I и 110 В =I;

5. корпуса э/приемников с двойной изоляцией;

6. метал. скобы, отрезки труб механической защиты кабелей в местах их прохода через стены и перекрытия и другие подобные детали.

5. Заземлители

1. В качестве естественных заземлителей используются:

• водопроводные трубы, за исключением т/проводов горючих жидкостей и взрывчатых газов и смесей;

• обсадные трубы скважин;

• мет. и ж/б конструкции зданий и сооружений;

• свинцовые оболочки кабелей (алюминиевые оболочки использовать запрещено);

• заземлители опор ВЛ, соединенные с заземляющим устройством э/у при помощи грозозащитного троса ВЛ, если трос не изолирован от опор ВЛ;

• нулевые провода ВЛ. до 1кВ с повторными заземлителями при количестве ВЛ. не менее 2;

• рельсовые пути магистральных не электрифицированных ж/д;

Заземлители должны быть связаны с магистралями заземлений не менее чем двумя проводниками в разных местах.

5.2 Заземлители должны быть связаны с магистралью заземления не менее чем двумя проводниками, присоединенные к заземлителям в разных местах.

3. Для искусственных заземлителей следует применять сталь, их нельзя окрашивать.

Наименьшие размеры стальных искусственных заземлителей:

• диаметр круглых заземлителей, мм:

неоцинкованных 10

оцинкованных 6

• сечение прямоугольных заземлителей, мм² 48

• толщина прямоугольных заземлителей, мм 4

• толщина полок угловой стали, мм 4

Сечение горизонтальных заземлителей в эл. установках выше 1 кВ. выбирается по термической стойкости (исходя из допустимой температуры 400⁰С)

5. Заземляющие и нулевые защитные проводники

1. В качестве нулевых защитных проводников используют в первую очередь нулевые рабочие проводники.

В данном случае могут быть использованы:

• специально предусмотренные проводники,

• метал. конструкции зданий,

• арматура ж/б конструкций,

• метал. конструкции производственного назначения (подкрановые пути, каркасы РУ и т д.),

• стальные трубы э/проводок, алюминиевые оболочки кабелей,

• метал кожухи и опорные конструкции шинопроводов,

• трубопроводы, кроме горючих и взрывоопасных веществ, канализации и горячего водоснабжения.

2. Заземляющие и нулевые защитные проводники должны быть защищены от коррозии.

3. Наименьшие размеры заземляющих и нулевых защитных проводников в электроустановках до 1 кВ должны быть не менее:

Наименование	Медь	Алюминий	Сталь
			В зданиях	В наруж. установках	В земле
Неизолированные проводники: Сечение, мм2	4	6	-	-	-
Диаметр, мм	-	-	5	5	10
Изолиров. проводники, сечение, мм2	1,5	2,5	-	-	-
Угловая сталь, толщина полки, мм	-	-	2	2,5	4
Полосовая сталь: Сечение, мм2	-	-	24	48	48
Толщина, мм	-	-	3	4	4
Водогазопроводные трубы, Толщина стенки, мм	-	-	2,5	2,5	3,5

4. Не требуется применение медных проводников сечением более 25 мм², алюминия – 35 мм², стальных – 120 мм²; В производственных помещениях магистрали заземления из стальной полосы должны иметь сечение не менее 100 мм²;

5. В цепи заземляющих защитных проводников не должно быть рубильников, автоматов и предохранителей;

6. Соединения заземляющих защитных проводников между собой, а также к оборудованию сваркой или болтом. Соединения должны быть доступны для осмотра.

7. Каждая часть эл. установки, подлежащая заземлению должна быть присоединена к заземляющему контуру при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий защитный проводник заземляющих частей эл. установки недопустимо.

7. Обозначения, принятые в эл. установках до 1кВ:

• система TN – система, в кот нейтраль источника глухо заземлена, а открытые проводящие части эл установки присоединены к глухозаземленной нейтрали источника посредством нулевых защитных проводников;

• система TN-С – система TN, в кот. нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике на всем ее протяжении;

• система TN-S – система TN, в кот нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены на всем ее протяжении;

• система TN-С-S – система TN, в кот функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике в какой-то ее части, начиная от источника питания;

• система IT – система, в кот нейтраль источника питания изолирована от земли или заземлена через приборы с большим сопротивлением, а ОПЧ – заземлены;

• система ТТ – система, в кот нейтраль источника питания глухо заземлена, а ОПЧ эл. установки заземлены при помощи заземляющего устройства, электрически независимо от г/заземленной нейтрали источника;

• Т – заземленная нейтраль;

• I – изолированная нейтраль;

• S – нулевой рабочий (N) и нулевой защитный (РЕ) проводники разделены;

• С – функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводника совмещены в одном проводнике (РЕN-проводник);

• Нулевой защитный (РЕ) проводник предназначен для эл. безопасности. В эл. установках до 1000 В. Предназначен для присоединения ОПЧ к глухозаземленной N источника питания;

8. Защитные меры от прямого прикосновения в нормальном режиме:

• Основная изоляция т/ведущих частей;

• Ограждения или оболочки;

• Установка барьеров;

• Размещение вне зоны досягаемости;

• Применение малого напряжения;

Для дополнительной защиты следует применять УЗО.

9. Защитные меры в случае повреждения изоляции при косвенном

прикосновении:

• Защитное заземление;

• Автоматическое отключение питания;

• Уравнивание потенциалов;

• Выравнивание потенциалов;

• Двойная или усиленная изоляция;

• Малое напряжение;

• Защитное эл. разделение цепей;

• Изолирующие (непроводящие) помещения, зоны, площадки;

10. Защиту от прикосновения следует выполнять во всех случаях, если U превышает 50 В ~I и 120 В =I$

11. Не требуется защита от прямого прикосновения, если оборудование находится в зоне уравнивания потенциалов, а наибольшее рабочее напряжение не превышает 25 В переменного или 60 В постоянного тока в помещениях без повышенной опасности или 6 (15)В – во всех остальных случаях;

12. Классы эл. оборудования в эл. установках до 1 кВ (в соответствии с ГОСТ 12.2.007 «ССБТ. Изделия эл. технические. Общие требования безопасности.»0:

Класс эл. обор.	Маркировка	Назначение защиты	Условия применения эл. оборудования в эл. установке
Класс О		При косвенном прикосновении	1.применение в непроводящих помещениях; 2.питание от вторичной обмотки разделительного трансф. только 1 эл. приемника.
Класс I	Защитного зажима знаком или буквами РЕ, или желто-зелеными полосами.	При косвенном прикосновении	Присоединение заземляющего зажима эл. оборудования к защитному проводнику эл. установки
Класс II	Знаком	При косвенном прикосновении	Независимо от мер защиты, принятых в эл. установке.
Класс III	Знаком III

От прямого и косвенного прикосновения

Питание от безопасного разделительного трансформатора

10. Защитное заземление

Назначение – устранение опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу э/у.и др. метал. частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус или по другим причинам.

Принцип действия – снижение до безопасных значений напряжения прикосновения и шага. Это достигается путем уменьшения потенциала заземленного оборудования (снижения сопротивления заземлителя), а также путем выравнивания потенциалов основания, на кот. стоит человек, и заземленного оборудования.

Область применения:

• сети до 1000 В.переменного тока (3-х фазные 3-х проводные с изолированной нейтралью, 1-фазные 2-проводные, изолированные от земли),

• сети свыше 1000 В.переменного и постоянного тока с любым режимом работы нейтрали.

10. Зануление

Назначение (смотри п. 13).

Принцип действия – превращение замыкание на корпус в 1фазное КЗ с целью вызвать большой ток, способный обеспечить срабатывание защиты и автоматически отключить поврежденную э/установку. К тому же заземление корпусов э/установок через нулевой проводник снижает в аварийный период напряжение на корпус относительно земли.

Область применения – 3фазные 4-х проводные сети до 1000В с глухо-заземленной нейтралью.

15. Защитное отключение – быстродействующая защита, обеспечивающая автоматическое отключение поврежденной э/установки при возникновении опасности поражения э/током.

15.1 Основными элементами УЗО является прибор защитного отключения и исполнительный орган. Прибор защитного отключения – совокупность отдельных элементов, кот. воспринимают входную величину, реагируют на ее изменения и при заданном ее значении дают сигнал на отключения выключателя.

15.2 Основные требования к УЗО:

• высокая чувствительность;

• малое время отключения (0,06-0,07с);

• селективность действия;

• самоконтроль исправности УЗО;

• надежность;

3. Область применения УЗО.

Применяются в сетях любого напряжения и с любым режимом работы нейтрали. Основное применение в сетях до 1000В, например, проводка в жилых домах, где они обеспечивают безопасность при замыкании фазы на корпус, снижении сопротивления изоляции сети, прикосновении к токоведущим частям. Эти свойства зависят от типа УЗО и параметров э/устан.

4. Типы УЗО.

Возникновение условий, опасных в отношении поражения человека током, обусловливается изменением проводимости фаз сети относительно земли. Как результат могут изменяться и другие параметры установки – потенциал корпуса, токи замыкания, фазные напряжения, напряжения нулевой последовательности и т. д. Следовательно, любой из этих параметров может служить входной величиной для УЗО. Поэтому УЗО делятся на следующие типы, реагирующие на:

• Потенциал корпуса,

• Ток замыкания на землю,

• Напряжение нулевой последовательности.

• Токи нулевой последовательности,

• Фазные напряжения относительно земли,

• Оперативный ток.

Лекция № 3

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы

Трансформатором наз. эл. техническое устройство, служащее для преобразования переменного тока одного напряжения в переменный ток др. напряжения той же частоты.

1. Классификация трансформаторов (ГОСТ 11677-85^*)

Силовые тр-ры классифицируются:

• по условиям работы – на тр-ры, предназначенные для работы в нормальных и специальных условиях;

• по виду изолирующей и охлаждающей среды – на масляные, сухие, заполненные негорючим жидким диэлектриком и с литой изоляцией;

• по типам, характеризующим назначение и основное конструктивное исполнение – трехфазные, однофазные, 2-х обмоточные, 3-х обмоточные, с расщепленной обмоткой НН;

• по способу регулирования напряжения и т.д.;

2. Основные параметры

В стандартах или ТУ на конкретные типы трансформаторов указываются сл. основные параметры:

• Номинальная мощность - S_ном, кВА;

• Номинальные напряжения всех основных обмоток – U_ном, кВ;

• Условные обозначения схем и групп соединения обмоток;

• вид переключения ответвлений (РПН – регулирование под нагрузкой, ПБВ – переключения без возбуждения), диапазон и число ступеней регулирования напряжения;

• наибольший допустимый ток в общей обмотке а/тр-ра – I_ном, А;

• напряжение короткого замыкания – U_к, в % ;

• ток холостого хода – I_х, в % I_ном;

• потери КЗ – Р_к, кВт;

• потери ХХ – Р_х, кВт:

• мощность двигателей системы охлаждения, масса полная и масла;

• габариты и присоединительные размеры;

• коэффициент мощности вторичной цепи – cos j₂;

3. Охлаждения трансформаторов

Тр-ры с воздушным охлаждением (естественным или с дутьем) наз. сухими. Различают сухие тр-ры с воздушной изоляцией обмоток и с обмотками, залитыми эпоксидными компаундами (литая изоляция). Сухие тр-ры с воздушной изоляцией изготавливаются мощностью до 1600 кВА и предназначены для установки в сухих, закрытых помещениях. Их достоинства – пожаробезопасность, простота конструкции, отсутствие жидкого диэлектрика.

Тр-ры с литой изоляцией выпускаются мощностью до 2500 кВА. Их дополнительные достоинства – большой диапазон изменения температуры окружающей среды (от -45 до +45⁰С), уменьшенный уровень шума.

Естественное масляное охлаждение применяется для тр-ов мощностью до 6300 кВА.

При мощности тр-ов 10 000 кВА и более применяется масляное охлаждение с воздушным дутьем. Обдувание поверхности радиаторов позволяет ↑ теплоотдачу на 50% и более. Тр-ры снабжаются системой дутьевого охлаждения при помощи эл. вентиляторов.

Масляное охлаждение с принудительной циркуляцией масла позволяет значительно увеличить отвод тепла от наиболее нагретых точек тр-ра. К баку тр-ра подключают несколько центробежных МН, кот. забирают нагретое масло из верхней точки бака тр-ра и прогоняют его через воздушный или водяной охладитель.

5. Условные обозначения систем охлаждения масляных трансформаторов.

М – естественная циркуляция воздуха и масла;

Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

МЦ - естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с ненаправленным потоком;

НМЦ - естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла с направленным потоком масла;

ДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла;

НДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла с направленным потоком масла;

Ц - принудительная циркуляция воды и масла с ненаправленным потоком масла;

НЦ - принудительная циркуляция воды и масла с направленным потоком масла;

Примеры:

• ТРДН-40000/110 – трансформатор 3-х фазный 2-х обмоточный с расщепленной обмоткой НН, с масляным охлаждением, с дутьем и естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальная мощность 40 000кВА, класс напряжения 110 кВ.

• АОДЦТН-133000/330/220 – автотрансформатор однофазный, 3-х обмоточный, с масляным охлаждением, с дутьем, с принудительной циркуляцией масла, с РПН, трехобмоточный, номинальная мощность 133 000кВА, класс напряжения 330 и 220кВ.

• ОРНЦ-533000/500 – трансформатор однофазный с масляным охлаждением, с принудительной циркуляцией воды и масла с направленным потоком масла, с расщепленной обмоткой на НН, с принудительной циркуляцией масла, номинальная мощность 533 000кВА.

6. Знаки для обозначения схемы соединения обмоток трансформаторов:

U - звезда,

- звезда с выведенной нулевой точкой;

D - треугольник;

- зигзаг или зигзаг с выведенной нулевой точкой;

7. Схемы и группы соединения обмоток трансформаторов и автотрансформаторов

Вид трансформатора (а/трансфор.)	Схемы и группы соединения обмоток
Трехфазные двухобмоточные тр-ры	Y/Y - 0; Y /Y – 0; Y/Δ – 11; Y/ Δ – 11; Y/ X – 11; Δ/Y – 11; Δ/ Δ – 0;
Однофазные двухобмоточные тр-ры	1/1 - 0
Трехфазные трехобмоточные тр-ры	Y/Y/ Δ –0- 11; Y/Δ/Δ –11-11;
Трехфазные трехобмоточные a/тр-ры	Y авто/ Δ –0-11;
Однофазные трехобмоточные a/тр-ры	1авто/1-0-0;
Трехфазные двухобмоточные а/тр-ры	Y авто;
Однофазные двухобмоточные тр-ры с расщепленной обмоткой НН	1/1-1-0-0;
Трехфазные двухобмоточные тр-ры с расщепленной обмоткой НН	Y/Δ – Δ – 11-11; Δ/Δ – 0-0;

8. Регулирование напряжения

Трансформаторы выполняются с переключением ответвления обмоток без возбуждения (ПБВ), т. е. после отключения всех обмоток от сети, и с переключением ответвлений под нагрузкой (РПН).

8.1 Диапазон и число ступеней регулирования РПН тр-ов и а/тр.

Класс напряжения, кВ	Мощность, МВА	Диапазон и число ступеней регулирования	Обмотка с ответвлениями
Двухобмоточные тр-ры:
35	1-6,3	±4х2,5%; ±6х1,5	ВН
110	2,5	+15% +10 ступеней -12% -8 ступеней	НН
110	6,3-125	±16; ±9 ступеней	ВН (в нейтрали)
220	32-200	±12; ±12 ступеней	ВН (в нейтрали)
Трехобмоточные:
110	6,3-80	±16; ±9 ступеней	ВН (в нейтрали)
220	25-63	±12; ±12 ступеней	ВН (в нейтрали)
Автотрансформаторы:
220	63-250	±12; ±8 ступеней (для 63 МВА) ±12; ±6 ступеней (для 125, 220, 250 МВА)	СН

8.2 ПБВ осуществляется переключением ответвлений обмоток ВН или СН. 3-х фазные понижающие тр-ры 25-16000 кВА напряжением до 35 кВ включительно, а также двухобмоточные напряжением 110 кВ при мощности до 80 000 кВА и напряжением 220 кВ при мощности до 200 000 кВА имеют 4 ответвления на стороне ВН: ±2х2,5% U_ном. 3-х обмоточные тр-ры напряжением 110 и220 кВ. имеют ПБВ ±2х2,5% на стороне СН в дополнение к РПН в нейтрали ВН.

9. Основные элементы конструкции тр-ров

Основными элементами явл. магнитопровод и обмотки. Магнитопровод представляет собой магнитную цепь тр-ра, по кот. замыкается м.п., а обмотки – это эл. цепи, по кот. протекает эл. ток. Магнитопровод вместе с обмотками представляет собой активную часть тр-ра. Магнитопровод явл. конструктивной и механической основой тр-ра. Он выполняется из отдельных листов эл. технической стали, изолированных др. от др. Качество эл/тех. стали влияет на допустимую магнитную индукцию и потери в магнитопроводе.

В настоящее время применяется холоднокатаная текстурованная сталь марок 3405, 3406, т. е. сталь с определенной ориентировкой зерен, допускающая индукцию до 1,7 Тл. Применение такой стали позволило значительно ¯ сечение м/провода за счет большей допустимой магнитной индукции, уменьшить диаметр витков, следовательно, массу и габариты тр-ов. Масса тр-ов на 1 мощности в настоящее время составляет 0,74 т/(МВА).

Уменьшение удельных потерь в стали, тщательная сборка, применение бесшпилечных конструкций позволяют ¯ потери ХХ и ток намагничивания, кот. в современных тр-рах составляет 0,5-0,6 I_ном. и потери ХХ ¯ в двое.

Изоляция тр-ра явл. отвественной частью, т. к. надежность работы тр-ра определяется в основном надежностью его изоляции. В масляных тр-ах основной изоляцией явл. масло в сочетании с твердыми диэлектриками: бумагой, э/картоном, гетинаксом, деревом.

Для присоединения обмоток к сети служат вводы, состоящие из т/ведущей части, фарфоровой покрышки и опорного фланца. Активная часть помещается в бак, служащий резервуаром для масла. На стенке бака укрепляются охладители. Крышку бака исп. для установки вводов, выхлопной трубы, расширителя, датчиков термосигнализаторов.

Трансформаторы тока.

Переключающие устройства.

Расширитель представляет собой резервуар (около 10% объема масла ), служащий для компенсации температурных изменений масла при работе тр-ра и обеспечения постоянного заполнения бака маслом при любых температурных изменениях воздуха и нагрузки. В ряде конструкций расширитель снабжен воздухоосушителем, кот. имеет гидрозатвор, заполненный силикагелем. Контроль масла в расширителе осуществляется с помощью маслоуказателя. Для исключения прямого соприкосновения масла с воздухом расширители имеют пленочную или азотную защиту с дыхательным клапаном.

Адсорбционные и термосифонные фильтры обеспечивают постоянную регенерацию масла.

Термометрический сигнализатор (манометрический термометр) устанавливается на крышке бака и обеспечивает контроль температуры масла в верхних слоях. На мощных тр-рах устанавливают 2 термосигнализатора. Один – для контроля температуры масла, второй – для автоматического управления системой охлаждения.

Газовое реле предназначено для своевременного предупреждения или отключения тр-ра при внутренних повреждениях активной части, сопровождающихся разложением масла и изоляционных материалов, а также сигнализирует при упуске масла из бака. Газовые реле: поплавковые, лопастные и чашечные. Струйное реле и реле давления используются для защиты устройства РПН, размещаемого в отдельном баке. Газовые реле типа РГЧЗ-66 и ПГ-22, ПГЗ-61, реле Бухгольца.

На мощных тр-рах 110-750 кВ. дополнительно применяется КИВ и манометры контроля давления масла в герметичных вводах ВН.

Лекция № 4

Виды повреждения трансформаторов и типы защит понижающих трансформаторов

1. Виды повреждений

• Замыкания между фазами в обмотках и на их выводах;

• Замыкание в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания);

• Замыкание на землю обмоток или их наружных выводов;

2. Ненормальные режимы

2.1 Внешние КЗ. Наиболее частым ненормальным режимом работы тр-ра явл. появление в нем сверхтока, т. е. тока, превышающего номинальный ток обмотки тр-ра. Сверхтоки возникают при внешних КЗ, качаниях и перегрузках. Последние возникают вследствие самозапуска эл. двигателей, увеличения нагрузки в результате отключения параллельно работающего тр-ра, автоматического подключения нагрузки при действии АВР.

При внешнем КЗ, вызванном повреждением на шинах тр-ра, по нему проходят токи короткого замыкания, они значительно больше номинальных токов. Токи КЗ нагревают обмотки сверх допустимого значения, что может привести к повреждению тр-ра. Внешние КЗ сопровождаются понижение напряжения в сети. Поэтому тр-ры должны иметь защиту от внешних КЗ, отключающую тр-р. для прекращения протекания по нему тока повреждения. Защита от внешних КЗ осуществляется при помощи максимальной токовой защиты (МТЗ), максимальной защиты с блокировкой минимального напряжения, токовой защиты нулевой последовательности и фильтровой защиты.

2.2 Перегрузки обычно не сопровождаются значительным понижением напряжения в сети. Наиболее часто возникают кратковременные самоликвидирующие перегрузки, неопасные для тр-ра ввиду их непродолжительности. Например, перегрузки, вызванные самозапуском эл. двигателей.

Более длительные перегрузки, вызванные, например, автоматическим подключением нагрузки от АВР, могут быть ликвидированы оперативным персоналом. Т. о., защита от перегрузки должна действовать на отключение, только тогда, когда перегрузка не может быть устранена персоналом. Во всех остальных случаях она должна действовать на сигнал.

2.3. К числу опасных для тр-ров ненормальных режимов, возникающих в сетях 500-750 кВ., относится повышение напряжения. Оно возникает при одностороннем отключении длинных линий с большой емкостной проводимостью или при резонансе, вызванном определенным сочетанием емкости линии и индуктивности шунтирующих реакторов.

Повышение напряжения вызывает увеличение магнитной индукции в магнитопроводе, вследствие чего происходит возрастание тока намагничивания и вихревых токов, кот. нагревают обмотку и сердечник тр-ра, что может привести к повреждению изоляции обмоток и «пожару железа» сердечника.

2.4 К ненормальным режимам также относятся: выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры.

3. Защита тр-ров должна выполнять следующие функции:

• Отключать тр-р при его повреждении от всех источников питания;

• Отключать тр-р от поврежденной части эл. установки при прохождении через него сверхтока;

• Подавать предупредительный сигнал оперативному персоналу при перегрузке тр-ра, выделении газа из масла, понижения уровня масла, повышении его температуры;

4. Защиты трансформаторов:

• дифференциальная – для защиты повреждения обмоток, вводов и ошиновки тр-ров;

• токовая отсечка мгновенного действия – для защиты тр-ра при повреждении ошиновки, вводов и части обмоток со стороны источника питания;

• газовая защита;

• от сверхтоков, проходящих через тр-р – максимальная токовая или максимальная токовая направленная, максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения, дистанционная защита;

• от замыканий на корпус;

• от перегрузки;

5. МТЗ

Одним из характерных признаков возникновения КЗ является резкое увеличение тока, кот. становится значительно больше тока нагрузки. На использовании этого принципа основано действие МТЗ.



Q

Лекция № 5

Трансформаторы специального назначения

К ним относятся тр-ры, работающие в особых режимах (насыщенной или ненасыщенной магнитной цепи, КЗ или ХХ) и предназначенные, например, для расширения пределов измерения приборов (измерительные ТТ и ТН), для преобразования формы кривой напряжения (пиктрансформаторы), для системы РЗА (БНТ), для электрической изоляции от первичной цепи (измерительные тр-ры, изолирующие тр-ры).

1. Измерительные тр-ры напряжения (ТН или ТV) предназначены для понижения ВН до стандартного значения 100, 100/√3 В. и для отделения цепей измерения и РЗ от первичных цепей ВН. Они работают в режиме, близкому к ХХ, и используются для включения вольтметров, частотомеров, обмоток напряжения ваттметров и счетчиков.

По конструкции различают 3-х фазные и 1-фазные. Трехфазные ТН применяются при напряжении до 18 кВ, однофазные – на любые напряжения. По типу изоляции могут быть сухими, масляными, и с литой изоляцией.

Сухой трансформатор типа НОС-0,5 – ТН однофазный сухой на 0,5 кВ.

ТН с масляной изоляцией применяются на напряжение 6-1150 кВ, в них обмотки и магнитопровод залиты маслом, кот. служит для изоляции и охлаждения. Следует различать 1-фазные 2-х обмоточные тр-ры: НОМ-6 (10, 15, 35) от 1-фазных 3-х обмоточных – ЗНОМ-15 (20, 24), кот. устанавливаются в комплектные токопроводы мощных генераторов, у них один конец обмотки ВН заземлен.

Трехфазные масляные тр-ры типа НТМИ имеют 5-стержневой магнитопровод и обмотки по схеме Y/Y с заземленными нейтралями и третьей дополнительной обмоткой, соединенной по схеме открытого D, кот. служит для подключения приборов контроля изоляции.

Заземляемый ТН ЗНОЛ.06 имеет 5 исполнений по номинальному напряжению: 6,10,15,24 кВ, предназначены для установки в КРУ и комплектных токопроводах вместо НТМИ.

В установках 110 кВ и выше применяются ТН каскадного типа НКФ. В них обмотка ВН равномерно распределена по нескольким магнитопроводам, благодаря чему облегчается ее изоляция. Для установок 750, 1150 кВ применяются ТН типа НДЕ (емкостные делители напряжения), кот. состоят из нескольких последовательно соединенных конденсаторов, включаемых между проводом фазы и землей.

2. Измерительные трансформаторы тока (ТТ, ТА) работают в режиме, близкому к режиму КЗ и предназначены для включения амперметров, реле тока, токовых обмоток ваттметров и счетчиков.

Значения номинального вторичного тока – 5 (1) А.

ТТ класса 0,2 – для подключения лабораторных приборов,

-//- 0,5 – для счетчиков коммерческого расчета,

-//- 1 – для технических измерительных приборов,

-//- 3,10 – для РЗ,

-//- Д – для диф. защиты,

-//- З – для земляной защиты,

-//- Р – для прочих защит.

ТТ для внутренней установки до 35 кВ имеют литую эпоксидную изоляцию. По типу первичной обмотки различают: катушечные (до 3 кВ), одновитковые (О) и многовитковые. Например, ТПОЛ-20 – ТТ, проходной, 1-витковый, с литой изоляцией, на напряжение 20 кВ. При токах меньше 600А применяют многовитковые ТТ типа ТПЛ.

В комплектных РУ применяют опорно-проходные ТТ типа ТЛМ-10, ТПЛК-10, конструктивно совмещенные с одним из штепсельных разъемов первичной цепи ячейки КРУ.

На большие номинальные первичные токи применяются ТТ, у кот. роль первичной обмотки выполняет шина, проходящая внутри ТТ. ТШЛ-20 на токи 6000 – 18000 А. В комплектных т/проводах – ТШВ15 (24).

Для наружной установки применяются ТТ опорного типа в фарфоровом корпусе с бумажно-масляной изоляцией типа ТФЗМ (звеньевой) или ТФРМ с (рымовидной) обмоткой. Для встраивания в МВ – ТТ типа ТВ,ТВС, ТВУ, для встроенных в силовые тр-ры – ТВТ.

Для РЗА – ТТ типа ТНП, ТНПШ, ТЗ, ТЗЛ (ТТ нулевой последовательности), быстронасыщающиеся БНТ.

3. Оптико-электронные измерительные тр-ры

Чем выше напряжение, тем труднее изолировать первичную обмотку ВН от вторичной, измерительной обмотки тр-ров. Каскадные измерительные тр-ры на напряжение 500, 750 и 1150 кВ сложны в изготовлении и дороги, поэтому взамен их разработаны принципиально новые оптико-электронные тр-ры (ОЭТ). В них измерительный сигнал (ток или напряжение) преобразуется в световой поток, кот изменяется по определенному закону и передается в приемное устройство, расположенное на заземленном элементе. Затем световой поток преобразуется в электрический сигнал, воспринимаемый измерительными приборами. Т о, передающее устройство, находящееся под высоким напряжением, и приемное устройство, соединенное с землей, связаны между собой только пучком света.

ОЭ измерительные тр-ры позволяют контролировать не только ток и мощность (полную, активную и реактивную) установки, сопротивление на ее зажимах, а также момент перехода мгновенных значений тока и напряжения через ноль.

ОЭТ целесообразно применять в установках 750 кВ и выше, а также для измерения больших токов (20-50 кА) при напряжении 10-24 кВ., импульсных токов и параметров переходных режимов.

Лекция №6

Основные положения по организации технического обслуживания и ремонта

(Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. СО 34.04.181-2003 Дата введения 2004-01-01)

1. Организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования, тепловой автоматики и средств измерений, релейной защиты и электроавтоматики, производственных зданий и технологических сооружений возлагается на тепловые и гидравлические электростанции, предприятия тепловых и электрических сетей.

При этом энергопредприятия несут ответственность за.

- техническое состояние оборудования, зданий и сооружений;

- планирование и подготовку ТОиР;

- обеспечение ТОиР финансовыми, материальными и трудовыми ресурсами;

- выполнение необходимых объемов работ по ТОиР, обеспечивающих надежность и эффективность эксплуатации;

- качество отремонтированного оборудования, зданий и сооружений, сроки и качество выполненных работ по ТОиР.

Непосредственную координацию производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятий по ТОиР оборудования, зданий и сооружений, тепловых и электрических сетей осуществляют генерирующие, управляющие и сетевые компании.

2. Техническое обслуживание и ремонт электрических сетей

2.1 Общие положения

2.1.1 При эксплуатации электрических сетей должны производиться техническое обслуживание и ремонт.

Техническое обслуживание состоит из комплекса работ и мероприятий по поддержанию работоспособности и исправности линий электропередачи и подстанций. Ремонт состоит из комплекса работ и мероприятий по восстановлению исправности и работоспособности, восстановлению ресурса объектов электрической сети и их элементов.

Комплексы работ, направленные на обеспечение надежности электрических сетей, надежной их эксплуатации, проводятся с определенной периодичностью, при оптимальных трудовых и материальных затратах.

Комплексы работ включают:

• проведение технического обслуживания и планового ремонта, аварийно-восстановительного ремонта;

• накопление и изучение опыта эксплуатации;

• установление оптимальной периодичности и продолжительности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов, периодичности технического обслуживания, учитывающей конкретные условия эксплуатации;

• внедрение прогрессивных форм организации и управления техническим обслуживанием и ремонтом;

• внедрение передовых методов работ на электроустановках и оборудовании комплексной механизации, прогрессивной технологии;

• внедрение специализации ремонтных работ;

• контроль качества выполняемых работ по ремонту и качества отремонтированного оборудования;

• своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и комплектующим оборудованием;

• анализ параметров и показателей технического состояния оборудования до и после ремонта по результатам испытаний.

2.1.2 Поддержание в работоспособном состоянии, техническое обслуживание и ремонт электрических сетей возложено на структурные единицы: в ОАО «Федеральная сетевая компания ЕЭС» - на предприятия магистральных электрических сетей; в региональных сетевых компаниях и АО-энерго - на предприятия электрических сетей (ПЭС);

2.1.3 В соответствии с конструктивными особенностями, технологией и условиями производства работ рекомендуется следующая специализация персонала ПЭС, осуществляющего техническое обслуживание и ремонт:

• техническое обслуживание и ремонт воздушных линий электропередачи (ВЛ.) напряжением 35-750 кВ;

• ремонт подстанций напряжением 35-750 кВ;

• техническое и оперативное обслуживание подстанций напряжением 35-750 кВ;

• техническое и оперативное обслуживание ЛЭП 6-20 (35) кВ и сетевых трансформаторных подстанций (ТП) 6-35/0,38 кВ;

• оперативное обслуживание объектов распределительных сетей;

• ремонт ВЛ. 0,38-20 кВ;

• ремонт ТП 6-35/0,38 кВ, секционирующих и распределительных пунктов 6-20 кВ;

• техническое обслуживание и ремонт кабельных линий;

• техническое обслуживание и ремонт средств релейной защиты и электроавтоматики;

• техническое обслуживание и ремонт средств диспетчерского и технологического управления;

• техническое обслуживание, ремонт, метрологический контроль и обеспечение поверки или калибровки средств измерений;

• испытание изоляции и защита от перенапряжений;

2.1.4 Управление техническим обслуживанием и ремонтом целесообразно осуществлять следующим образом.

Производственные подразделения по техническому обслуживанию и ремонту ВЛ напряжением 35-110 (220) кВ и выше входят в состав службы линий, подчиненной техническому руководителю (главному инженеру) ПЭС. В тех случаях, когда ВЛ 35-110 кВ закреплены за районами электрических сетей (территориальная схема управления), указанные производственные подразделения административно подчинены руководству района, а в техническом отношении - службе линий.

Производственные подразделения по техническому, оперативному обслуживанию и ремонту ВЛ 0,38 - 20 кВ, КЛ 0,38-20 кВ, ТП 6-35/0,38 кВ, секционирующих СП) и распределительных пунктов (РП) 6-20 кВ входят в состав районов электрических сетей (РЭС), которые подчинены административно руководству ПЭС, а в техническом отношении - службе распределительных сетей.

Персонал, осуществляющий техническое обслуживание и ремонт оборудования и сооружений подстанций 35-110 (220) кВ подчиняется: при функциональной структуре управления - службе подстанций, при территориальной структуре управления - руководству ПЭС, а в техническом отношении - службе подстанций, при смешанной структуре управления - службе подстанций (по группе подстанций, находящейся в ведении службы подстанций) и руководству районов электросети (по группе подстанций, находящихся в ведении районов); персонал подстанций напряжением 220 кВ и выше подчиняется службе подстанций, на крупных подстанциях (800 условных единиц и более) или группах подстанций персонал подчиняется соответственно начальнику подстанции или начальнику группы подстанций. При наличии в ПЭС цеха централизованного ремонта (ЦЦР) бригады ремонта оборудования и сооружений подстанций входят в состав этого цеха.

2.1.5 Работы по техническому обслуживанию ВЛ и подстанций осуществляются в полном объеме, как правило, персоналом ПЭС.

Ремонт ВЛ 35-110 кВ выполняется персоналом ПЭС; подрядные организации, в том числе строительно-монтажные или специализированные ремонтные предприятия, привлекаются для выполнения больших объемов капитального ремонта или большим объемом аварийно-восстановительных работ.

Ремонт ВЛ 0,38-20 кВ, КЛ 0,38-20 кВ, ТП 6-35/0,38 кВ и РП 6-20 кВ и оборудования выполняется в основном персоналом ПЭС; подрядные организации привлекаются для выполнения больших объемов капитального или аварийно-вос-становительного ремонта.

Ремонт оборудования подстанций 35-110 кВ выполняется специализированными бригадами ПЭС, специализированными ремонтными или монтажно-наладочными организациями; ремонт транспортабельного оборудования или его узлов осуществляется агрегатным методом в специализированных мастерских.

2.1.6 Одной из прогрессивных форм организации работ на объектах электрических сетей является комплексное их выполнение, при котором работы группируются в комплексы по номенклатуре, периодичности и времени выполнения; работы производятся бригадами централизованного обслуживания, оснащенными специальными машинами, средствами механизации, инвентарем; персонал и средства механизации концентрируются на ремонтируемом объекте, что позволяет сократить длительность ремонтов и технического обслуживания, время отключения объекта, уменьшить непроизводительные переезды.

2.1.7 Работы по ремонту и техническому обслуживанию объектов электрических сетей производятся по типовым или местным инструкциям, технологическим картам, картам организации труда, проектам производства работ.

Типовые технологические карты и типовые карты организации содержат: состав бригады и квалификацию исполнителей, нормы времени, особые условия проведения работы, необходимые защитные средства, техническое оснащение, в том числе комплектующие изделия и материалы, приспособления, инструмент, инвентарь, описание и последовательность операций, график выполнения работы.

В ПЭС типовые карты организации труда и технологические карты при необходимости конкретизируются применительно к местным условиям, конструкциям объектов и их элементов, используемым техническим средствам; такие карты утверждает главный инженер ПЭС.

Проект производства работ (ППР) определяет технологию, организацию работ, сроки их выполнения и порядок обеспечения ресурсами.

2.1.8 Техническое обслуживание и ремонт производятся с применением специальных машин, механизмов, такелажа, оснастки, приборов, приспособлений. Бригады, выполняющие работы на объектах электросетей, оснащаются средствами связи с диспетчерскими пунктами и ремонтно-производственными базами.

2.1.9 Оценка качества выполненных ремонтных работ устанавливается с учетом основных и дополнительных требований.

К основным требованиям относятся:

• выполнение согласованной ведомости объема ремонтов, в том числе выявленных при ремонте;

• выполнение требований НТД по ремонту объекта;

• отсутствие оценки качества отремонтированного объекта «соответствует требованиям НТД с ограничениями» по вине исполнителей ремонта;

• отсутствие отказов объекта в течение срока подконтрольной эксплуатации по вине исполнителей ремонта.

К дополнительным требованиям относятся:

• наличие необходимого комплекта ремонтной документации;

• соответствие выполненных технологических операций требованиям технической документации;

• проведение входного контроля материалов и запасных частей.

2.2 Воздушные линии электропередачи напряжением 35-750 кВ

2.2.1 При техническом обслуживании выполняются осмотры, профилактические проверки, измерения, работы по предохранению элементов ВЛ от преждевременного износа путем устранения повреждений и неисправностей, выявленных при осмотрах, проверках и измерениях.

Таблица 1.Перечень основных работ по техническому обслуживанию ВЛ 35-750 кВ

Наименование работы	Сроки проведения
Осмотры
1. Периодический осмотр в дневное время без подъема на опоры	По графикам, утвержденным главным инженером электросети. Не реже 1 раза в год
2. Верховой осмотр с выборочной проверкой состояния проводов, тросов в зажимах и дистанционных распорок	На ВЛ или их участках со сроком службы 20 лет и более или проходящих в зонах интенсивного загрязнения, а также по открытой местности - не реже 1 раза в 6 лет; на остальных ВЛ (их участках) - не реже 1 раза в 12 лет.
3. Выборочный осмотр отдельных ВЛ (их участков) инженерно-техническим персоналом	Не реже 1 раза в год
4. Осмотр ВЛ (их участков), подлежащих капремонту инженерно-техническим персоналом	Перед ремонтом
5. Внеочередной осмотр	После отключений при нарушениях работы, после стихийных явлений, при возникновении условий, которые могут привести к повреждению ВЛ, после автоматического отключения ВЛ релейной защитой (по решению руководства ПЭС)
6. Ночной осмотр	По мере необходимости
Основные профилактические измерения, проверки
7. Проверка расстояния от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений	По графику, утвержденному главным инженером ПЭС не реже 1 раза в 3 года, а также по мере необходимости после осмотра ВЛ или капитального ремонта и реконструкции.
8. Измерение стрел провеса проводов и грозозащитных тросов, расстояний между проводами и проводов до элементов опор: на ВЛ 35-220 кВ в 3-5%, на ВЛ 330-750 кВ - в 1% пролетов	Не реже 1 раза в 6 лет.
9. Проверка состояния опор, проводов, тросов, изоляции (визуально)	При периодических осмотрах
10. Проверка и подтяжка бандажей, болтовых соединений, гаек анкерных болтов опор	Не реже 1 раза в 6 лет
11. Выборочная проверка состояния фундаментов опор и U-образных болтов опор на оттяжках с выборочным вскрытием грунта; проверка тяжений в оттяжках	Не реже 1 раза в 6 лет
12. Проверка антикоррозионного покрытия металлических опор, траверс, подножников и анкеров оттяжек с выборочным вскрытием грунта	Не реже 1 раза в 6 лет
13. Проверка загнивания деталей деревянных опор	Первый раз через 3-6 лет после ввода в эксплуатацию, далее не реже 1 раза в 3 года, а также перед подъемом на опору или сменой деталей
14. Проверка состояния контактных болтовых соединений проводов электрическими измерениями	Не реже 1 раза в 6 лет
15. Проверка (визуально) целостности изоляторов всех типов	При осмотре ВЛ
16. Проверка электрической прочности фарфоровых изоляторов	Первый раз на 1-2 год, второй раз на 6-10 год после ввода ВЛ в эксплуатацию, далее - в зависимости от уровня отбраковки и условий работы изоляторов
17. Измерение сопротивления заземляющих устройств опор	После капитального ремонта или реконструкции заземляющего устройства
18. Измерение сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 110 кВ и выше с грозозащитными тросами	После обнаружения следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой
19. Выборочное на 2% опор от общего числа опор с заземлителями измерение сопротивления заземляющих устройств опор в населенной местности, на участках ВЛ с агрессивными, оползневыми, плохо проводящими грунтами	Не реже 1 раза в 12 лет
20. Проверка состояния трубчатых разрядников, ОПН, защитных искровых промежутков, проверка наличия заземляющих проводников, их соединения с заземлителем	При осмотре ВЛ
Основные работы, выполняемые при необходимости
21. Восстановление нумерации знаков и плакатов
22. Технический надзор за проведением работ при сооружении новых ВЛ
23. Наблюдение за образованием гололеда
Охрана ВЛ
24. Работы, связанные с соблюдением правил охраны электрических сетей	По планам, утвержденным главным инженером электросети
Работы на трассе ВЛ
25. Предохранение опор от низовых пожаров, меры по предотвращению пожаров	По планам, утвержденным главным инженером электросети
26. Планировка грунта у опор, подсыпка и подтрамбовка грунта у основания опор	По результатам обходов и осмотров
27. Замена отдельных дефектных элементов ВЛ в межремонтный период, выправка единичных опор	По результатам обходов и осмотров
28. Расчистка трасс ВЛ	По результатам обходов и осмотров

2.2.2 Неисправности ВЛ, выявленные в результате осмотров, вносятся в листки осмотра. Результаты измерений заносятся в ведомости (журналы): загнивания деталей деревянных опор, измерения болтовых соединений провода, проверки линейной изоляции, проверки и измерения сопротивления заземления опор, измерения габаритов и стрел провеса провода (троса), измерения тяжения в оттяжках опор.

2.2.3 Неисправности, выявленные при осмотрах, вносятся в ведомости (журнал) неисправностей ВЛ, где мастером указывается срок и способ ликвидации неисправности, отмечается дата ее устранения.

Плановый ремонт

2.2.4 Объем работ по ремонту ВЛ определяется на основе ведомостей (журналов) неисправностей, результатов оценки технического состояния ВЛ, нормативных требований, допусков и норм отбраковки.

2.2.5 Капитальный ремонт ВЛ на железобетонных и металлических опорах выполняется не реже 1 раза в 12 лет, ВЛ на опорах с деревянными деталями - не реже 1 раза в 6 лет (ПТЭ).

2.2.6 При капитальном ремонте выполняются следующие виды:

• на трассе ВЛ: устройство проездов по трассе, установка отбойных тумб у опор, расположенных у обочин дорог, ремонт ледозащитных сооружений;

• расчистка трасс от древесно-кустарниковой растительности; поддержание ширины просеки в размерах, установленных проектом и ПУЭ, вырубка вне просеки деревьев, угрожающих падением на провода;

• на железобетонных опорах: заделка трещин, выбоин, установка ремонтных бандажей, защита бетона от действия агрессивной среды, замена отдельных опор, перестановка и установка дополнительных опор; ремонт и замена оттяжек и узлов крепления, ремонт подземной части опор (фундаментов), замена фундаментов, анкерных плит; усиление заделки опор в грунте, выправка опор, устранение перекосов траверс, окраска металлических узлов и деталей опор, усиление или замена металлических узлов и деталей;

• на металлических опорах: окраска металлоконструкций, замена элементов опор, потерявших несущую способность, их усиление, выправка, замена отдельных опор, перестановка и установка дополнительных опор; восстановление недостающих раскосов, ремонт и замена оттяжек и узлов их крепления; ремонт фундаментов;

• на деревянных опорах: замена опор (сплошная замена на участках при общей длине участка менее 15% протяженности линий, замена деталей, установка приставок, защита деталей опор от загнивания, выправка опор, замена и окраска бандажных и болтовых соединений;

• на проводах и грозозащитных тросах: установка и замена соединителей, ремонтных муфт, зажимов и бандажей; сварных соединений, подмотка лент в зажимах, вырезка и замена неисправных участков провода (троса), перетяжка (регулировка) проводов (тросов), замена провода (троса) на участках ВЛ не более 30% общей протяженности линий проводами большего сечения или большей механической прочности;

• на заземляющих устройствах: ремонт контура заземления, изменение конструкции для уменьшения сопротивления заземления, ремонт или замена заземляющих спусков;

• замена дефектных изоляторов и элементов арматуры, увеличение количества изоляторов, чистка и обмыв изоляторов, установка и замена гасителей вибрации, установка гасителей пляски проводов, распорок, установка и замена разрядников;

• специальные работы: переустройство переходов, пересечений и подходов к подстанциям, установка защиты от птиц;

2.2.7 В соответствии с техническим состоянием ВЛ, принятой периодичностью составляются перспективные планы-графики капитального ремонта ВЛ.

В состав работ капитального ремонта включаются также работы, связанные с повышением надежности и продлением срока службы ВЛ: замена фарфоровых изоляторов на стеклянные и полимерные, усиление изоляции, увеличение количества изоляторов в подвесках, замена отдельных видов арматуры, установка железобетонных приставок к деревянным опорам, замена опор, троса на отдельных участках ВЛ, замена отдельных деревянных опор на железобетонные, подвеска троса на отдельных участках ВЛ.

Планирование работ

2.2.8 Проекты годового плана-графика капитального ремонта, составленные исходя из перспективного графика, журналов неисправностей, ведомостей измерений и проверок по каждой ВЛ являются основой составления:

• сводного годового плана работ капитального ремонта в физических объемах основных работ, стоимостном выражении и трудозатратах для ВЛ каждого класса напряжения с распределением по месяцам (кварталам) и выделением объемов и стоимости работ, выполняемых подрядным способом;

• сводного годового плана технического обслуживания ВЛ в физических объемах и трудозатратах - по месяцам (кварталам) года.

2.2.9 Одновременно с годовыми планами работ составляется и согласовывается годовой план-график отключения; на основании годового плана графика отключения ВЛ. составляются месячные графики отключения.

2.2.10 На основании годового плана-графика работ, журналов неисправностей ВЛ, ведомостей измерений, проверок составляются месячные отчеты работ; на основании месячных отчетов по каждой линии составляется годовой отчет.

Подготовка и проведение работ

2.2.11 Для подготовки и проведения основных работ по техническому обслуживанию и капитальному ремонту ВЛ 35-1150 кВ используются типовые технологические карты и проекты производства работ.

Подготовка работ и их выполнение, допуск персонала подрядной организации производится в соответствии с действующими «Межотраслевыми правилами по охране труда (Правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок» СО 153-34.20.150-2003.

2.2.12 Определение необходимого количества бригад, их состава, транспортных средств и механизмов, распределение работ между бригадами возлагается на руководителя работ по ремонту ВЛ. При необходимости отключения ВЛ все подготовительные работы должны быть выполнены до отключения линии.

Подготовка и проведение ремонта ВЛ под напряжением производятся в соответствии с инструкциями по работам под напряжением на ВЛ.

2.2.13 По окончании капитального ремонта ВЛ должна быть произведена приемка объема и качества выполненных работ и составлен акт выполненных работ.

2.2.14 Временем окончания капитального ремонта воздушной линии 35 кВ и выше является момент сообщения дежурному диспетчеру руководителем (производителем) работ об их завершении.

2.2.15 Выполненные работы по ремонту и техническому обслуживанию регистрируются в журнале учета работ на ВЛ с указанием мест работы (наименований ВЛ, номеров опор или пролетов), наименования и количества выполненных работ, времени начала и окончания работы производителя работ и состава бригады.

Основные работы, выполненные на ВЛ (замена опор, провода, троса, новые пересечения, переустройства), изменения конструкций и др. вносятся в паспорт ВЛ.

2.3 Воздушные линии электропередачи, трансформаторные подстанции, секционирующие и распределительные пункты электрических сетей 0,38-20 кВ

Техническое обслуживание

2.3.1 При техническом обслуживании выполняются обходы, осмотры, проверки электроустановок, необходимые измерения и отдельные виды работ по устранению повреждений и неисправностей;

Техническое обслуживание трансформаторных, секционирующих пунктов и распределительных пунктов распредсетей

Таблица 2 Перечень основных работ по техническому

обслуживанию ТП, СП и РП

Наименование работы	Периодичность проведения
1. Осмотры электромонтерами
- всех объектов	Не реже 1 раза в год
- выборочно	1 раз в 6 месяцев
2. Осмотры отдельных объектов инженерно-техническим персоналом	Не реже 1 раза в год
3. Осмотр объектов, включенных в план капитального ремонта, инженерно-техническим персоналом	В течение года, предшествующего капитальному ремонту
4. Измерение нагрузок и напряжений на трансформаторах и отходящих линиях	В период минимальных и максимальных нагрузок; сроки и периодичность устанавливаются главным инженером ПЭС
5. Проверка состояния, проведение измерений оборудования	В соответствии с СО 34.45-51.300- «Объем и нормы испытаний электрооборудования»
6. Измерение сопротивления заземляющего устройства	После монтажа, переустройства и капитального ремонта, но не реже 1 раза в 12 лет.

7. Замена или ремонт дефектных элементов

При необходимости

8. Доливка масла в маслонаполненные аппараты

То же

9. Обновление надписей, диспетчерских наименований и знаков безопасности

То же

Плановый ремонт

2.3.2 Капитальный ремонт ВЛ 0,38-20 кВ на железобетонных опорах проводится не реже 1 раза в 12 лет, на деревянных опорах - не реже 1 раза в 6 лет, ТП, РП, СП - с периодичностью 6-10 лет. Конкретные сроки проведения ремонтов устанавливаются в зависимости от технического состояния объектов и располагаемых ресурсов.

2.3.3 Плановый ремонт ВЛ, проходящих по сельскохозяйственным угодьям, территориям предприятий, организаций, в охранных зонах инженерных сооружений проводится по согласованию с соответствующими организациями, с землепользователями и, как правило, в период, исключающий потравы сельскохозяйственных культур.

Работы по предотвращению аварий или ликвидации их последствий могут производиться в любой период без согласования, но с уведомлением владельца о проводимых работах.

2.3.4 По результатам осмотров сетевых ТП и РП составляется перечень выполняемых при ремонте работ, утверждаемый главным инженером ПЭС, или начальником РЭС, в который могут быть включены:

• ремонт и закрепление конструкций строительной части мачтовых трансформаторных подстанций (МТП);

• ремонт строительной части закрытой трансформаторной подстанции (ЗТП); распределительных пунктов (РП);

• замена корпусов комплектной трансформаторной подстанции (КТП);

• очистка, ремонт и покраска металлоконструкций, корпусов оборудования, шкафов, панелей, щитов РУ КТП;

• замена шкафов, панелей, щитов;

• ремонт, замена заземляющих устройств;

• ремонт или замена электрооборудования, вводов (в ЗТП), сборных шин, блокировочных устройств;

• ремонт кабельных муфт;

• замена изоляторов;

• демонтаж и замена перегруженных (поврежденных) трансформаторов, выключателей и других аппаратов;

• ремонт силовых и измерительных трансформаторов с заменой обмоток, восстановлением изоляционных характеристик;

• замена или ремонт средств связи, релейной защиты, автоматики;

• ремонт освещения;

Сдача и приемка работ

2.3.5 Временем окончания ремонта объекта распределительной сети является момент включения его в сеть.

2.3.6 После окончания капитального ремонта мастер представляет в РЭС акт сдачи-приемки отремонтированных и модернизированных объектов. Приемка осуществляется приемочной комиссией, утвержденной главным инженером электросети. В состав комиссии включаются: главный инженер (зам. начальника) РЭС, старший мастер, мастер РЭС, представители технических служб ПЭС.

2.3.7 Приемочная комиссия проверяет соответствие плану и заданиям произведенных работ в натуре, качество работ, правильность списания и оприходования материальных ценностей, состояние технической документации.

3. Подстанции 35 кВ и выше

3.1 Техническое обслуживание

Таблица 3. Перечень основных работ по техническому обслуживанию подстанций

Наименование работы	Сроки проведения
1. Осмотр оборудования и сооружений оперативным персоналом	На объектах с постоянным дежурством персонала: не реже 1 раза в сут.; в темное время суток для выявления разрядов, коронирования - не реже 1 раза в месяц.
	На объектах без постоянного дежурства персонала - не реже 1 раза в месяц, а в трансформаторных и РП- не реже 1 раза в 6 мес.
2. Внеочередной осмотр	После непредвиденного отключения оборудования; при неблагоприятной погоде (сильный туман, мокрый снег, гололед и т.п.) или усиленном загрязнении на ОРУ, а также после отключения оборудования при коротком замыкании
3. Выборочный осмотр руководящим персоналом электросети, начальником ПС (групп ПС), инженерно-техническим персоналом групп ПС и службы ПС	По графику, утвержденному главным инженером ПЭС.
4. Испытания, контроль параметров и изоляционных характеристик оборудования	В соответствии с СО 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования»
5. Опробование работы коммутационных аппаратов и приводов в межремонтный период	В соответствии с графиком, установленным руководством электросети; после выполнения ремонтов.
6. Профилактические работы, включая отбор проб масла, доливка масла, замена силикагеля, чистка и обмыв водой загрязненной изоляции оборудования, смазка трущихся и вращающихся узлов и элементов, промывка и проверка маслоотводов и маслосборных устройств, работы уровнемеров	2 раза в год. Сроки могут быть увеличены главным инженером ПЭС в зависимости от условий эксплуатации и состояния оборудования
7. Проверка состояния цепей и контактных соединений между заземляемыми элементами, а также соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством, измерение сопротивления заземляющего устройства.	По графику, утвержденному главным инженером ПЭС, но не реже 1 раза в 12 лет; после каждого ремонта и реконструкции заземляющего устройства.

Периодичность проведения работ определяется заводскими инструкциями, состоянием оборудования и местными инструкциями. Замеченные при осмотрах неисправности заносятся в журнал дефектов и неполадок оборудования. Мелкие неисправности устраняются оперативным.

Результаты испытаний, измерений, контроля, опробования, выявленные неисправности заносятся в протоколы или журналы испытаний. Выполнение профилактических работ оформляется актами или протоколами.

Техническое обслуживание оборудования производится, как правило, персоналом ПЭС, в том числе выполнение отдельных видов работ (техническое обслуживание аккумуляторных батарей, обмыв или чистка изоляции распределительных устройств, сушка и регенерация трансформаторного масла, восстановление силикагеля и др.).

Периодичность ремонта оборудования ПС регламентируется ПТЭ и приведена в таблице 4.

3.2 Плановый ремонт

Таблица 4. Номенклатура работ по ремонту оборудования подстанций

Наименование оборудования	Вид, периодичность ремонта	Примечания
Синхронный компенсатор	Капитальный ремонт 1 раз в 4-5 лет. Первый ремонт с выемкой ротора - не позднее, чем через 8000 часов работы после ввода в эксплуатацию	Номенклатура и регламентированный объем работ при капитальном ремонте указаны в приложении 4. Нормы продолжительности ремонта - приложение 6, таблица 8.
Силовой трансформатор, реактор	Капитальные и текущие ремонты трансформаторов, реакторов и их составных частей (РПН, система охлаждения и др.) выполняются по мере необходимости в зависимости от технического состояния, определяемого испытаниями и внешним осмотром. Сроки ремонта устанавливаются техническим руководителем энергообъекта	Номенклатура и объем работ при капитальном ремонте силовых трансформаторов указаны в приложении 4. Нормы продолжительности - приложение 6, таблица 7.
Коммутационные аппараты	В соответствии с технической документацией изготовителя (инструкциями по эксплуатации) и в зависимости от технического состояния
Трансформаторы тока и напряжения	То же
Конденсаторная установка	Средний ремонт выполняется по мере необходимости в зависимости от технического состояния
Аккумуляторная батарея	Ремонт выполняется по мере необходимости в зависимости от технического состояния

Первый ремонт оборудования производится в сроки, указанные в технической документации заводов-изготовителей. Текущий ремонт трансформаторов включает наружный осмотр и устранение дефектов, поддающихся ликвидации на месте, чистку изоляторов и бака, доливку масла, смену сорбента в фильтрах, проверку (замену) подшипников двигателей системы охлаждения и вентиляции, отбор проб масла, проведение измерений, испытаний, опробования стационарных систем пожаротушения и др.

Текущий ремонт коммутационных аппаратов включает внешний осмотр оборудования, его чистку, проверку креплений и подтяжку контактов ошиновки, ремонт изоляции, зачистку и шлифовку подгоревших контактов, смазку контактов, измерение сопротивления контактов постоянному току, смазку трущихся частей, взятие проб масла и его доливку, опробование включения и отключения.

Средний ремонт коммутационной аппаратуры (масляные, воздушные, вакуумные, элегазовые выключатели, разъединители, отделители и короткозамыкатели) проводится по установленной технологии и включает разборку аппарата и его элементов, выявление дефектов, ремонт и замену отдельных элементов, сборку, смазку трущихся поверхностей, окраску отдельных элементов, регулировку и испытание аппарата.

Ремонты трансформаторов преимущественно выполняются подрядными организациями, ремонты со сменой обмоток главных трансформаторов - в заводских условиях.

Ремонты коммутационной аппаратуры производятся преимущественно подрядным способом, а также персоналом специализированных бригад. Основной объем ремонта выполняется, как правило, на месте установки аппарата с использованием передвижных мастерских. Отдельные виды работ (ремонт вводов, встроенных трансформаторов тока и др.) выполняются в условиях стационарных мастерских. При заводских методах ремонта с использованием обменного фонда ремонт и восстановление транспортабельных элементов оборудования выполняются в условиях ремонтной базы.

3.3 Подготовка и проведение работ

Типовая номенклатура и технология выполнения работ при проведении ремонтов предусмотрена типовыми технологическими картами на капитальный ремонт конкретных видов оборудования, ячеек, секций сборных шин, руководствами по капитальному ремонту отдельных видов оборудования, типовыми картами организации труда на капитальный ремонт или замену оборудования. Карты утверждаются главным инженером ПЭС. Подготовка и проведение работ осуществляются в соответствии с МПОТэ

Началом ремонта оборудования подстанции считается время с момента его отключения. Если основное оборудование выводится в ремонт из резерва, то началом ремонта считается время с момента разрешения диспетчера на вывод в ремонт.

4. Сдача и приемка работ

Приемка оборудования подстанций из капитального и среднего ремонта, оценка качества отремонтированного оборудования производится комиссией и оформляется актом сдачи-приемки отремонтированных (модернизированных) объектов электрических сетей по форме приложения 50. Сдача оборудования из ремонта в эксплуатацию сопровождается передачей отчетной технической документации, протоколов испытаний, измерений; при сдаче силовых трансформаторов представляется ведомость основных параметров технического состояния трансформаторов (приложение 22).

Приемка оборудования из ремонта производится после постановки его под напряжение (нагрузку). Сроком окончания ремонта является окончание опробования оборудования под напряжением (нагрузкой) в течение 48 часов.

3. Кабельные линии электропередачи

При эксплуатации кабельных линий должны производиться техническое обслуживание и ремонт.

4.1 Техническое обслуживание.

Таблица 5.Перечень основных работ по техническому обслуживанию кабельных линий

Наименование работы	Периодичность проведения
1. Плановый обход и осмотр электромонтерами трасс кабельных линий, кабельных сооружений:	Напряжение кабеля, кВ
	до 35	110-500
	не менее 1 раза в следующие сроки:
- трассы кабелей, проложенных в земле	3 мес.	1 мес.
- трассы кабелей, проложенных под усовершенствованным покрытием	12 мес.	-
- трассы кабелей, проложенных в коллекторах, туннелях, шахтах и по железнодорожным мостам	6 мес.	3 мес.
- подпитывающие пункты при наличии сигнализации давления масла (при отсутствии сигнализации - по местным инструкциям)	-	1 мес.
- кабельные колодцы	24 мес.	3 мес.
- участки кабельных линий на берегах рек и каналов	В сроки, установленные главным инженером ПЭС.
- подводные участки кабельных линий	То же
- технадзор за прокладкой кабельных линий и соблюдением технологии монтажа сторонними организациями	По решению руководства ПЭС
2. Работы по защите брони кабельных линий и конструкций от коррозии	В сроки и объемах, установленных главным инженером ПЭС
3. Плановый осмотр трасс кабельных линий и кабельных сооружений инженерно-техническим персоналом	В сроки, установленные главным инженером ПЭС
4. Внеочередные обходы и осмотры трасс кабельных линий	При отключении линий релейной защитой, после ливней, в период паводков
5. Осмотр туннелей, кабельных этажей и ж/б кабельных лотков на подстанциях	1 раз в месяц - на подстанциях с постоянным дежурным персоналом; в сроки, установленные главным инженером ПЭС - на подстанциях без постоянного дежурного персонала.
6. Профилактические испытания и проверка кабельных линий.	В соответствии с СО 34.45-51.300-97 «Объем и нормы испытаний электрооборудования»
7. Внеочередные испытания кабельных линий	После ремонтов, раскопок, связанных с вскрытием трасс
8. Измерения нагрузок кабельных линий	В сроки, установленные главным инженером ПЭС
9. Определение мест повреждения кабельных линий	После отключения линий устройствами РЗА и при пробое после профилактических испытаний
10. Контроль выполнения владельцами инженерных объектов электрифицированного транспорта, выполнения мероприятий по снижению значений блуждающих токов	В сроки, установленные главным инженером ПЭС
11. Оповещение организаций и населения в районах прохождения кабельных линий о порядке производства земляных работ вблизи кабельных трасс; выдача предписаний о соблюдении правил охраны электрических сетей	В сроки, установленные главным инженером ПЭС
12. Наблюдение за производством земляных работ в охранных зонах кабельных линий	В соответствии с распоряжением главного инженера ПЭС

2. Ремонт кабельных линий

Ремонт кабельных линий производится по плану-графику, утвержденному руководством ПЭС. План-график ремонтов составляется на основе записей в журналах обходов и осмотров, результатов испытаний и измерений, а также по данным диспетчерских служб.

В план-график включаются ремонтные работы, не требующие срочного выполнения; очередность производства таких работ устанавливается руководством района (участка, службы) электрической сети. Очередность выполнения срочных ремонтов определяется руководством ПЭС.

Ремонт кабельных линий производится персоналом электросети или персоналом специализированных организаций. Ремонт КЛ производится в соответствии с инструкциями по эксплуатации силовых кабельных линий, технологическим картам с соблюдением требований МПОТэ

Вскрытие кабеля для ремонта производится после сверки визуально на месте соответствия расположения кабеля с расположением его на плане трассы; при отсутствии видимого повреждения следует применять кабелеискательную аппаратуру. Разрезание кабеля, вскрытие кабельной муфты производится после проверки отсутствия напряжения на кабеле.

Одновременно с ремонтом кабеля в кабельных и сетевых сооружениях производятся проверка и восстановление бирок, предупредительных и опознавательных надписей и пр.

По окончании ремонтных работ на кабельной линии должен быть составлен исполнительный эскиз. По эскизу должны быть внесены исправления в техническую документацию (планы трасс, схемы, паспорт и пр.). После ремонта кабельной линии производятся испытания и измерения в соответствии с нормами испытаний э/обор.

Лекция №7

Краткие сведения о надежности электротехнических устройств

1. Техническое состояние	Совокупность подверженных изменению в процессе производства или эксплуатации свойств объекта, характеризуемая в определенный момент времени признаками, установленными технической документацией на этот объект
2. Вид технического состояния	Категория технического состояния, характеризуемая соответствием или несоответствием качества объекта определенным техническим требованиям, установленным технической документацией на этот объект (исправность и неисправность, работоспособность и неработоспособность, правильное функционирование и неправильное функционирование)
3. Исправное состояние	Состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации
4. Неисправное состояние	Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации
5. Работоспособное состояние	Состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации
6. Неработоспособное состояние	Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации
7. Предельное состояние	Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно
	Примечание - При переходе объекта в предельное состояние его эксплуатация должна быть временно или окончательно прекращена - он выводится из работы в ремонт или снимается с эксплуатации и уничтожается (списывается)
8. Критерий предельного состояния	Признак или совокупность признаков предельного состояния объекта, установленные нормативной и (или) конструкторской (проектной) документацией
9. Надежность	Свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих его способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования
10 Безотказность	Свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки
11. Долговечность	Свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта
12. Сохраняемость	Свойство объекта сохранять в заданных пределах значения параметров, характеризующих способности объекта выполнять требуемые функции, в течение и после хранения и (или) транспортирования
13. Наработка	Продолжительность или объем работы объекта.
	Примечание - Наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километрах пробега и т. п.), так и целочисленной величиной (число рабочих циклов, запусков и т. п.) (ГОСТ 27.002-89)
14. Наработка до отказа	Наработка объекта от начала эксплуатации до возникновения первого отказа
15. Наработка между отказами	Наработка объекта от окончания восстановления его работоспособного состояния после отказа до возникновения следующего отказа
16. Ресурс	Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние
17 Срок службы	Календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до его перехода в предельное состояние
18. Остаточный ресурс	Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода объекта в предельное состояние
19. Назначенный ресурс Суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния 20. Назначенный срок службы Календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния 21. Отказ Событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта Примечание - Отказ объекта происходит из-за появления в нем дефекта (дефектов) - выхода параметра (характеристики) технического состояния, определяющего работоспособность объекта, за установленные пределы 22. Критерий отказа Признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния объекта, установленные в нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации 24. Причина отказа Явления, процессы, события и состояния, вызвавшие возникновение отказа объекта 25. Последствия отказа Явления, процессы, события и состояния, обусловленные возникновением отказа объекта 26. Критичность отказа Совокупность признаков, характеризующих последствия отказа. Примечание - Классификация отказов по критичности (например, по уровню прямых и косвенных потерь, связанных с наступлением отказа, или по трудоемкости восстановления после отказа) устанавливается нормативной и (или) конструкторской документацией по согласованию с заказчиком на основании технико-экономических соображений и соображений безопасности 27. Независимый отказ Отказ, не обусловленный другими отказами 28. Зависимый отказ Отказ, обусловленный другими отказами 29. Внезапный отказ Отказ, характеризующийся скачкообразным изменением значений одного или нескольких параметров объекта 30. Постепенный отказ Отказ, возникающий в результате постепенного изменения значений одного или нескольких параметров объекта 31. Сбой Самоустраняющийся отказ или однократный отказ, устраняемый незначительным вмешательством оператора 33. Явный отказ Отказ, обнаруживаемый визуально или штатными методами и средствами контроля и диагностирования при подготовке объекта к применению или в процессе его применения по назначению 34. Скрытый отказ Отказ, не обнаруживаемый визуально или штатными методами и средствами контроля и диагностирования, но выявляемый при проведении технического обслуживания или специальными методами диагностики 35. Необслуживаемый объект Объект, для которого проведение технического обслуживания не предусмотрено нормативной и (или) конструкторской (проектной) документацией 36. Обслуживаемый объект Объект, для которого проведение технического обслуживания предусмотрено нормативной и (или) конструкторской (проектной) документацией 37. Невосстанавливаемый объект Объект, для которого в рассматриваемой ситуации проведение восстановления работоспособного состояния не предусмотрено нормативной и (или) конструкторской (проектной) документацией 38. Восстанавливаемый объект Объект, для которого в рассматриваемой ситуации проведение восстановления работоспособного состояния предусмотрено нормативной и (или) конструкторской (проектной) документацией 39. Восстановление Процесс перевода объекта в работоспособное состояние из неработоспособного состояния Примечание - Восстановление работоспособного состояния объекта включает идентификацию отказа (определение его места и характера), замену или ремонт отказавшего компонента, регулирование и контроль технического состояния компонентов объекта и заключительную операцию контроля работоспособности объекта в целом 40. Неремонтируемый объект Объект, ремонт которого невозможен или не предусмотрен нормативной, ремонтной и (или) конструкторской (проектной) документацией 41. Ремонтируемый объект Объект, ремонт которого возможен и предусмотрен нормативной, ремонтной и (или) конструкторской (проектной) документацией 42. Ремонтопригодность Свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта 43. Коэффициент готовности Вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается 44. Коэффициент технического использования Отношение математического ожидания суммарного времени пребывания объекта в работоспособном состоянии за некоторый период эксплуатации к математическому ожиданию суммарного времени пребывания объекта в работоспособном состоянии и простоев, обусловленных техническим обслуживанием и ремонтом за тот же период Лекция №8 Объем работ, выполняемых при капитальном ремонте трансформатора 110 кВ и выше Литература: Мандрыкин С.А., «Эксплуатация и ремонт э/об. ст. и п/ст.» Капитальный ремонт трансформатора без разборки его активной части включает в себя следующие стадии работ: разборку вспомогательного оборудования; подъем съемной части бака (колокола) или крышки и активной части (у трансформаторов с верхним разъемом бака); осмотр и ремонт активной части и вспомогательного оборудования; контрольную подсушку или сушку изоляции активной час ти; испытания. Разборка вспомогательного оборудования Перед разборкой трансформатор осматривают снаружи, проверяют работу систем охлаждения и устройств переключения ответвлений обмоток; осматривают арматуру, сварные швы, армировку изоляторов, уплотнения и составляют опись внешних дефектов. Затем измеряют изоляционные характерис тики, проводят сокращенный анализ и измерение tgδ масла. Потом сливают масло из бака и измеряют ΔС/С изоляции трансформатора. После выполнения указанных работ демонтируют приборы контроля, устройства защиты, автоматики и управления системой охлаждения. Снятые приборы сдают в лабораторию на проверку. Далее снимают расширитель, предохранительную трубу, термосифонный фильтр и охладители. Отсоединяют маслонаполненные вводы. 2. Подъем съемной части. 3. Осмотр и ремонт активной части Проверяют состояние изоляции обмоток, прессующих деталей обмоток, отводов и болтовых соединений, магнитопровода и его заземления, изоляции стяжных шпилек, ярмовых балок и бандажей, переключателей ответвлений обмоток. Главную изоляцию проверяют внешним осмотром и считают ее пригодной, если электрокартон не хрупок и при сгибе не ломается. При осмотре изоляции обмоток проверяют, не имеет ли она повреждений, разбуханий и определяют ее механическую прочность, при необходимости обмотки подпрессовывают. При осмотре отводов проверяют состояние их изоляций, паек и контактов. Разъемные контакты отводов разбирают и зачи щают. Паяные контакты, имеющие дефекты, переделывают заново. Нарушенную изоляцию контактов заменяют новой; Магнитопровод осматривают во всех доступных местах. При этом проверяют плотность сборки пакетов стали, отсутствие следов нагрева, целостность заземления и соединений ярмовых балок с магнитопроводом. Состояние изоляции листов стали проверяют измерением сопротивления лаковой пленки пакетов стали и всего магнитопровода. Сопротивление изоляции стяжных шпилек и ярмовых балок проверяют мегомметром. Сопротивление изоляции при этом не нормируется, устанавливается лишь отсутствие замыканий. Проверяют состояние охлаждающих масляных каналов в магнитопроводе и обмотках. Минимальная высота каждого масляного канала в обмотках должна быть не менее 4 мм. В каналах не должно быть отложений шлама, препятствующих циркуляции масла. У трансформаторов, имеющих переключатели ПБВ, проверяют состояние валов, изоляционных цилиндров, деталей крепления, исправность контактов и достаточность их нажатия. Переключатель должен легко перемещаться из одного положения в другое. У трансформаторов, снабженных устройствами РПН, проверяют исправность всех механизмов переключателя. Обращается внимание на отсутствие люфтов в схеме привода. В процессе ремонта переключающего устройства измеряют переходное сопротивление его контактов и силу контактного нажатия. Переходное сопротивление одного контакта, измеренное микроомметром, не должно выходить за пределы 10 — 20 мкОм. Силу контактного нажатия измеряют динамометром. После тщательного осмотра, проверки и устранения всех выявленных дефектов и повреждений активная часть трансформатора промывается струей сухого горячего (60 °С) масла той же марки, которым трансформатор был заполнен до ремонта. 4. Осмотр и ремонт отдельных узлов и вспомогательного оборудования К осмотру и ремонту бака и его арматуры приступают после снятия колокола или выемки из бака активной части. Наружную поверхность бака и крышки очищают от грязи, устраняют места течи масла. При ремонте расширителя и выхлопной трубы выявляют и устраняют места течи масла в сварных швах. Стенки расширителя, отстойник и маслоуказатель очищают от загрязнений и промывают горячим маслом. Заменяют все дефектные уплотнения. Проверяют целость мембраны выхлопной трубы и качество ее уплотнения. Термосифонные и адсорбционные фильтры проверяют на отсутствие течи масла, очищают и заполняют свежим высушенным адсорбентом. Воздухоосушитель также очищают, проверяют исправность масляного затвора, заменяют силикагель. Радиаторы у трансформаторов с системой охлаждения Д очищают, ремонтируют и промывают горячим маслом. Аналогичным образом поступают с охладителями и маслопроводами систем охлаждения ДЦ и Ц. Радиаторы и системы охлаждения ДЦ и Ц испытывают на герметичность. Маслонасосы, вентиляторы и их электродвигатели разбирают, осматривают и заменяют износившиеся детали (подшипники, рабочие колеса и пр.). У электродвигателей проверяют состояние обмоток, паек, креплений. Мегомметром измеряют значение сопротивления изоляции (допустимое значение не менее 0,5 МОм). 5. Сборка трансформатора после ремонта. После выполнения ремонтных работ активную часть трансформатора, опускают в бак. Затем устанавливают резиновые прокладки и крышку бака. Разъем равномерно стягивают болтами. Активную часть раскрепляют внутри бака. После этого устанавливают вводы и соединяют их с отводами от обмоток. Устанавливают газоотводные трубы. Расширитель и выхлопную трубу пока не устанавливают, их люки и все отверстия в съемной части бака плотно закрывают заглушками. Собранный трансформатор проверяют на герметичность путем создания в баке разрежения. Проверкой выявляется качество сварных швов и уплотнений. Трансформатор считают герметичным, если не будет выявлено никаких дефектов и значительного изменения первоначального значения разрежения в тече-1ч. Трансформатор выдерживают под вакуумом от 6 до 10 ч. Затем при работающем вакуумном насосе бак трансформатора заполняют сухим при температуре 50—60 °С маслом до уровня на 150—200 мм ниже уровня крышки. Вакуум в трансформаторе снимают постепенно подачей воздуха в пространство над маслом через силикагелевый воздухоосушитель. После заполнения трансформатора маслом проводят его окончательную сборку: устанавливают расширитель и выхлопную трубу, контрольно-сигнальные устройства; монтируют систему охлаждения и термосифонные фильтры. Затем в трансформатор доливают масло до уровня, соответствующего температуре окружающего воздуха. На полностью собранном и залитом маслом трансформаторе с РПН под нагрузкой проверяют работу переключающего устройства. В заключение для определения плотности всех соединений и сварных швов трансформатор в течение 3 ч испытывают избыточным давлением столба масла высотой 0,6 м над высшим уровнем масла в расширителе 6. Контрольная подсушка и сушка трансформаторов Контрольная подсушка проводится в тех случаях, когда продолжительность пребывания активной части на воздухе не превысила допустимой (24 час. – для тр-ов до 35кВ включительно и 16 час. – для тр-ов 110 кВ. и выше ) и нет оснований предполагать, что изоляция значительно увлажнена. Подсушка заключается в прогреве активной части (циркуляцией масла через электронагреватели, токами КЗ, с помощью паровых нагревателей и другими способами) в масле с температурой верхних слоях 80°С. В процессе такого прогрева периодически измеряются характеристики изоляции. Прогрев прекращается, когда характеристики изоляции будут отвечать требованиям норм, но не раньше чем через 24 ч, не считая времени нагрева до 80 °С. Продолжительность контрольного прогрева не более 48 ч. Если за это время характеристики изоляции не достигнут требуемых значений, трансформатор подлежит сушке. Сушка изоляции трансформаторов состоит в том, что искусственно создаются условия; при которых влага перемещается из внутренних слоев изоляции к поверхности и с поверхности в окружающую среду. Перемещение влаги с поверхности изоляции в окружающую среду происходит под действием разности давлений пара на поверхности изоляционного материала и в окружающей среде. Таким образом, в процессе сушки необходимо повышать давление пара у поверхности материала, что достигается его нагревом и понижать давление в окружающем пространстве путем создания вакуума или вентиляции сушильного пространства сухим воздухом. Наибольшее распространение в эксплуатации получили способ сушки изоляции сухим воздухом и индукционный способ сушки активной части в своем баке под вакуумом за счет тепла, выделяющегося в стенка бака oт вихревых токов. Вихревые токи индуктируются специальной намагничивающей обмоткой, наматываемой на бак трансформатора. Сушка считается законченной, если устанавливается постоянное значение сопротивления изоляции и тангенса угла диэлектрических потерь и прекращение выделения влаги. Лекция №9 Выключатели высокого напряжения Литература: Л.Д. Рожкова «Эл. оборудование станций и п/ст.» 1. Общие сведения Выключатель — это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока. Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание. К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования: надежное отключение любых токов; быстродействие; пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т. е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения; возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей (110 кВ и выше); легкость ревизии и осмотра контактов; взрыво- и пожаробезопасность; удобство транспортировки и эксплуатации; должны длительно выдерживать номинальный ток и напряжение; Параметры выключателей 2.1 Номинальный ток отключения – наибольший ток КЗ, кот. выключатель способен отключить при наибольшем рабочем напряжении; 2.2 Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения; 2.3 Стойкость при сквозных токах; 2.4 Номинальный ток включения – ток КЗ, кот. выключатель способен включить без приваривания контактов; 2.5 Собственное время отключения — интервал времени от момента подачи команды на отключение до момента прекращения соприкосновения дугогасительных контактов. 2.6 Цикл операций – последовательность коммутационных операций с заданными интервалами времени между ними; 3. По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают следующие типы выключателей: масляные баковые (масляные много-объемные), маломасляные (масляные малообъемные), воздушные, элегазовые, электромагнитные, автогазовые, вакуумные выключатели. К особой группе относятся выключатели нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального режима. По роду установки различают выключатели для внутренней, наружной установки и для комплектных распределительных устройств. 4. Масляные баковые выключатели В них масло служит для гашения дуги и изоляции токоведущих частей. При напряжении до 10 кВ выключатель имеет один бак, в котором находятся контакты всех трех фаз, при большем напряжении для каждой фазы предусматривается свой бак. В этих выключателях нет никаких специальных устройств для гашения дуги, поэтому отключающая способность их невелика. Выключатели ВМБ-10, ВМЭ-6, ВМЭ-10, ВС-10 применяются в установках 6-10 кВ, типа «Урал» - 110, 220 кВ. 5. Маломасляные выключатели Маломасляные выключатели (горшковые) получили широкое распростра-нение. Масло в них в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке). Маломасляные выключатели напряжением 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. Самое широкое применение имеют выключатели 6—10 кВ подвесного типа (рис. 1, а, б). В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и дугогасительная камера (ВМП, ВМГ-10) Рис. 1 (Рожкова Л.Д., стр. 304) Конструктивные схемы маломасляных выключателей: 1 — подвижный контакт; 2 — дугогасительная камера; 3 — неподвижный контакт; 4 — рабочие контакты При больших отключаемых токах на каждый полюс имеются два дугогасительных разрыва (рис.1, г). По такой схеме выполняются выключатели серий МГГ и МГ на напряжение до 20 кВ включительно. Массивные внешние рабочие контакты 4 позво ляют рассчитать выключатель на большие номинальные токи (до 12000 А). Специально для КРУ выдвижного исполнения разработаны и изго товляются колонковые маломасляные выключатели серии ВК по схеме рис. 1, д. Для установок 35 кВ и выше корпус колонковых выключателей фарфо ровый, заполненный маслом (рис. 1, е). В выключателях 35, 110 кВ предусмотрен один разрыв на фазу, при больших напряжениях — два и более разрывов. Выключатели масляные колонковые серии ВМК, ВМУЭ применяются в установках 35 кВ. В установках 110 и 220 кВ находят применение выключатели серии ВМТ. Достоинства м/масляных выключателей: небольшое количество масла, относительно малая масса выключателя, возможность создания унифицированных выключателей на разные напряжения. Недостатки: взрыво- и пожароопасность, невозможность осуществления быстродействующего АПВ, необходимость замены масла в дугогасительных бачках. 6. Воздушные выключатели В ВВ гашение дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от их номинального напряжения, способа создания изоляционного проме жутка между контактами в отключенном положении, способа подачи сжа того воздуха в дугогасительное устройство. Рис. 2. Конструктивные схемы ВВ (Рожкова Л.Д., стр. 314) В выключателях на большие номинальные токи (рис. 2, а, 6) имеются главный и дугогасительный контуры. Основная часть тока во включенном положении выключателя проходит по главным контактам 4, расположенным открыто. При отключении выключателя главные контакты размыкаются первыми, после чего весь ток проходит по дугогасительным контактам, заключенным в камере 2. К моменту размыкания этих контактов в камеру подается сжатый воздух из резервуара 1, создается мощное дутье, гасящее дугу. После отключения отделителя 5 прекращается подача сжатого воздуха в камеры и дугогасительные контакты замыкаются. Выключатели, выполненные по такой схеме, изготовляются для внутренней установки на U 15 и 20 кВ и ток до 20000 А (серия ВВГ), а также на 35 кВ (ВВЭ-35-20/1600УЗ). В выключателях для открытой установки дугогасительная камера рас положена внутри фарфорового изолятора, причем на напряжение 35 кВ достаточно иметь один разрыв на фазу (рис. 2, в), на 110 кВ — два раз рыва на фазу (рис. 2, г). По конструктивной схеме рис. 2, г созданы выключатели серии ВВ на напряжение до 500 кВ. ВВ имеют следующие достоинства: взрыво- и пожаробезопасность, быстродействие и возможность осуществления быстродействующего АПВ, высокую отключаю щую способность, надежное отключение емкост ных токов линий, малый износ дугогасительных контактов. Недостатками воздушных выключателей яв ляются необходимость компрессорной установки, сложная конструкция ряда деталей и узлов, относительно высокая стоимость, трудность установки встроенных трансформаторов тока. 7. Электромагнитные выключатели для гашения дуги не требуют ни масла, ни сжатого воздуха, что является большим преимуществом их перед другими тинами выключателей. Их выпускают на напряжение 6—10 кВ, номинальный ток до 3600 А и ток отключения до 40 кА. Например, выключатель ВЭ-10-40 Достоинства электромагнитных выключателей: полная взрыво- и пожаробезопасность, малый износ дугогасительных контактов, пригодность для работы в условиях частых включений и отключений, относительно вы сокая отключающая способность. Недостатки: сложность конструкции дугогасительной камеры с систе мой магнитного дутья, ограниченный верхний предел номинального напряжения (15 — 20 кВ). 8. Вакуумные выключатели Электрическая прочность вакуумного промежутка во много раз боль ше, чем воздушного промежутка при атмосферном давлении. Это свойство используется в вакуумных дугогасительных камерах КДВ, на основе которых созданы выключатели напряжением 10—110 кВ с номинальным током до 3200 А и током отключения до 31,5 кА. Например, вакуумный выключатель ВВТЭ-10-10/630, предназначенный для коммутации электрических цепей 10 кВ в нормальных и аварийных режимах, встраиваемый в ячейки КРУ. В установках 110 кВ находит применение вакуумный выключа тель ВВК-110Б-20/1000. Достоинства вакуумных выключателей: простота конструкции; высокая надежность и коммутационная износостойкость, малые размеры, пожаро- и взрывобезопасность, отсутствие шума при операциях, отсутствие загрязнения окружающей среды, малые эксплуатационные расходы. Недостатки вакуумных выключателей: сравнительно небольшие номи нальные токи и токи отключения, возможность коммутационных перена пряжений. 9. Элегазовые выключатели нагрузки Элегаз SF6 обладает высокими дугогасящими свойствами, которые используются в различных аппаратах высокого напряжения. Для успешного отключения тока в них предусматриваются устройства для вращения дуги в элегазе. В подвижный и неподвижный контакты встроены постоянные магниты из феррита, которые создают магнитные поля, направленные встречно. При размыкании контактов образуется дуга, ток которой взаимодействует с радиальным магнитным полем, в результате чего создается сила, перемещающая дугу по кольцевым электродам. Вращение дуги в элегазе способствует быстрому гашению. Чем больше отключаемый ток, тем больше скорость перемещения дуги, это защищает контакты от обгорания. Кон тактная система помещается внутри фарфорового корпуса, заполненного элегазом и герметически закрытого. Давление внутри камеры 0,3 МПа. Разработаны конструкции выключателей нагрузки с элегазом на 35-220 кВ. Например, ВНЭIII-110. Элегазовые выключатели могут отключать и ток КЗ, т. к. имеют дугогасительные устройства. Достоинства – пожаро- и взрывобезопасность, быстрота действия, высокая отключающая способность, малый износ дугогасительных контактов. Недостатки – необходимость специальных устройств для наполнения, перекачки и очистки элегаза. 10. Ремонт воздушных выключателей Рассмотрим основные виды работ, выполняемых при капитальном ремонте воздушного выключателя серии ВВБ-ЗЗОБ. Технологическая схема ремонта представлена на рис. 3. Для ремонта вокруг полюсов выключателя сооружаются инвентарные леса и при разборке пользуются ГПМ. Ремонту подвергаются следующие узлы выключателя: резервуары сжатого воздуха, дугогасительные камеры, отделители, шунтирующие резисторы и делители напряжения, все клапаны, система вентиляции, шкафы и опорная изоляция. Разборку выключателя производят полностью. Сначала отсоединяют от полюса шины, затем демонтируют верхнюю дугогасительную камеру вместе с промежуточным изолятором, опорные изоляторы. Ремонт изоляции и воздухопроводов производят после их разборки. Все фарфоровые детали тщательно осматривают и очищают от загрязнений и копоти. При сколах фарфора, осыпании глазури или образовании на ней едва различимых трещин изоляторы заменяют. Стеклопластиковые трубы заменяют при нарушении покрытий их поверхности и сопротивлении изоляции ниже 10000 МОм. Все воздухопроводы питания, вентиляции и местного управления отсоединяют, ремонтируют и продувают сухим воздухом. Рис. 3. Технологическая схема ремонта выключателя ВВБ-ЗЗОБ: 1 — подготовка выключателя к ремонту; 2 — ремонт полюса А; 2, 1 — разборка полюса; 2, 2 — ремонт изоляции и воздухопроводов; 2, 3 — ремонт дугогасительных камер; 2, 4 — ремонт шкафа управления полюса; 2, 5 — ремонт распределительного шкафа; 2, 6 — сборка полюса; 3 — ремонт полюса В; 4 - ремонт полюса С; 5 — испытания выключателя; 6 — сдача выключателя из ремонта в эксплуатацию Камеры и траверсы полностью разбирают на составные части. Перед сборкой отдельных узлов все трущиеся поверхности деталей и резьбовых соединений смазывают ЦИАТИМ-221. При сборке подвижные детали проверяют на легкость перемещения и отсутствие заеданий. В процессе сборки строго регулируют ход поршней дутьевых клапанов, имеющихся на каждой дугогасительной камере, а также промежуточных клапанов и клапанов управления; проверяют работу механизма траверсы переводом его во включенное и отключенное положения; измеряют ход штока механизма траверсы; регулируют соосность контактов; определяют глубину входа подвижных контактов в неподвижные; измеряют сопротивление токоведущих цепей камер. Ремонт шкафов управления и распределительного шкафа. Для ремонта из шкафов управления извлекают и разбирают клапаны управления, промежуточные клапаны, пусковые клапаны включения и отключения. Выявляют и устраняют дефекты, производят сборку. При этом регулируют ход поршней клапанов. Про веряют электромагниты управления и манометры; состояние и сопротивление изоляции вторичных цепей. Аналогичные операции проводят с оборудованием распределительного шкафа. Сжатым воздухом проверяют отсутствие утечек воздуха из блока пневматических клапанов и редукторного клапана. Регулирование и испытание собранного выключателя состоят в проверке работы всех его элементов и снятии технических характеристик. Регулирование выполняют поэлементно. Задачей регулирования является получение характеристик, обеспечивающих четкую работу выключателя в заданном диапазоне давлений (1,6—2,1 МПа). Для этого при различных давлениях воздуха в резервуаре выполняют несколько операций включения и отключения выключателя. При каждой операции отключения фиксируют и регулируют сброс (снижение) давления сжатого воздуха в камере. При номинальном давлении 2,0 МПа сброс давления не должен изменяться более чем на 0,24—0,28 МПа. По окончании регулирования приступают к снятию характеристик. Для этого процесс включения и отключения выключателя осциллографируют с записью на фотопленку или светочувствительную бумагу. На каждом полюсе выключателя снимают осциллограммы операций включения и отключения при начальных давлениях 2,1; 2,0; 1,6 МПа; операции «включения на КЗ» (В—О) при начальных давлениях 2,0 и 1,6 МПа; неуспешного АПВ (О—В—О) при давлении 2,0 МПа. На основании снятых осциллограмм определяют характеристики выключателя: время включения и отключения; время неодновременности размыкания контактов полюса при отключении выключателя и время неодновременности касания контактов полюса при включении; минимальное время от момента размыкания контактов полюса выключателя до момента их касания при АПВ; длительность командного импульса, подаваемого на электромагниты при отключении выключателя. Полученные характеристики сравнивают с паспортными данными. В случае выявления отклонений от норм соответствующие механизмы выключателя регулируют, налаживают, а затем снимают контрольные осциллограммы. Технические характеристики отремонтированного выключателя должны строго соответствовать техническим данным, приведенным в паспорте. В заключение исправность действия каждого полюса выключателя (в том числе действие блокировки, сигнализации и цепей управления) проверяют выполнением не менее пяти операций включения и отключения при различных значениях давления сжатого воздуха и напряжения на зажимах электромагнитов. Работа выключателя в трехфазном режиме проверяется путем его дистанционного опробования во всех перечисленных выше циклах, а также при отключении выключателя кнопкой местного пневматического управления. Включение выключателя после ремонта под напряжением разрешается лишь после проветривания внутренних полостей изолирующих конструкций путем усиленной вентиляции сухим воздухом в течение суток. При капитальном ремонте воздушного выключателя измеряют сопротивление изоляции воздухопроводов и подвижных частей; сопротивление изоляции вторичных цепей и обмоток включающего и отключающего электромагнитов; сопротивление токоведущей цепи каждого дугогасительного устройства; сопротивление изоляции, тангенс угла диэлектрических потерь и емкость конденсаторов дугогасительных устройств. Проводят испытание опорной изоляции и вводов повышенным напряжением 50 Гц; изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления напряжением 1000 В. Проверяют, при каком напряжении срабатывают электромагниты управления. Приемка выключателя из ремонта осуществляется персоналом эксплуатационной службы. Приемка из ремонта отдельных деталей и узлов производится в процессе сборки после завершения отдельных видов работ, а также в процессе регулировки и опробования под давлением. После приемки выключателя из ремонта составляется акт и оформляется необходимая техническая документация. 11. Маркировка выключателей внутренней установки В — выключатель, В (вторая) - воздушный или вакуумный, ОА — для ГАЭС М — масляный или маломасляный, М (вторая) — маломасляный (ВММ), Г — генераторный или с горшковым исполнением полюсов (МГГ), П — подвесное исполнение полюсов, с пружинным приводом (ВПМП, ВМПП), Э — электромагнитный, Э (второе)—с электромагнитным приводом, С — сейсмостойкий К— колонковый (ВК, ВКЭ) или для КРУ, Т — трехполюсный (ВВТЭ, ВВТП); первое число — Uном, кВ второе и третье числа — соответственно номинальный ток, А, и номинальный ток отключения, кА (у воздушных выключателей — на оборот); буквы после этих чисел: У — для работы в районах с умеренным климатом, Т — с тропическим климатом, ХЛ— с холодным климатом; последняя цифра: 1 — для работы на открытом воздухе, 2 —для работы в помещениях со сво бодным доступом наружного воздуха, 3 — для работы в закрытых помещениях с естественной вентиляцией. Для выключателей серии МГГ-10 в виде дроби показаны номинальные токи при эффективных температурах воздуха 35 и 45°С (а для выключателя типа МГГ-10-3500/1000ТЗ - соответственно при 45 и 600С), номинальные токи отключения при работе без АПВ и в цикле АПВ, номинальные токи включения при использовании мгновенной отсечки по включаемому току и с выдержкой времени не более 0,03 с. Для выключателей серий ВГМ-20 и МГУ-20 в числителе номинальный ток включения с автоматическим отключением без выдержки времени, в знаменателе — с удерживанием выключателя во включенном положении. Для выключателей серий ВЭ, ВЭС, ВЭЭ, ВЭЭС в скобках указаны параметры при тропическом исполнении. Буквами ДПП обозначен двигательный пружинный привод. Маркировка выключателей наружной установки В — выключатель, В (вторая или третья буква) — воздушный; Б — баковый; У — усиленный по скорости восстанавливающегося напряжения (ВВУ) или уральские (ВМУЭ, У, ВГУ); Н — наружной установки; М —малогабаритный (ВМУЭ), масляный (МКП); модернизированный (ВВДМ) или маломасляный (ВМКЭ, ВМТ); К — камерный (МКП), колонковый (ВМК) или с металлической гасительной камерой-баком (ДВБК); С — обозначение серии; П — подстанционный; Д - дистанционный (ВТД) или с повышенным давлением (ВВД); Первое число — номинальное напряжение, кВ; Буквы А ила В после этого числа — категория изоляции; Э — с электромагнитным приводом; В – с пневматическим приводом; Второе и третье числа — соответственно номинальный ток, А, и номинальный ток отключения, кА; Буквы после этих чисел: У —для работы в районах с умеренным климатом, ХЛ — с холодным климатом Т — с тропическим климатом; последняя цифра: для работы на открытом воздухе. Обозначение элегазовой ячейки: Я — ячейка, Э — элегазовая: первое число — номинальное напряжение, кВ, Л — линейная, Ш – шиносоединительные. С - секционные, Цифры после второго дефиса: Первая – число систем сборных шин, второе – с однополюсными или трехполюсными сборными шинами. 13. Маркировка выключателей нагрузки (Неклепаев, стр. 250) - самостоятельно. Лекция №10 Электрические машины Литература: Р.А. Кисаримов «Справочник электрика» 1. Общие сведения Электрическая машина является электромеханическим пре образователем, в котором преобразуется механическая энер гия в электрическую или наоборот. В зависимости от рода отдаваемого или потребляемого тока электрические машины разделяются на машины перемен ного и постоянного тока. Машины переменного тока делятся на синхронные, асин хронные и коллекторные. В синхронной машине поле возбуждения создается обмот кой, расположенной на роторе и питающейся достоянным то ком. Обмотка статора соединяется с сетью переменного тока. Обмотка, в которой индуцируется ЭДС и протекает ток нагрузки, называется обмоткой якоря, а часть машины с этой обмоткой называется якорем. Часть машины, на которой расположена обмотка возбуждения, называется индуктором. Синхронные машины применяются в качестве генераторов и двигателей. В асинхронной машине поле создается в обмотке статора и взаимодействует с током, наводимым в обмотке ротора. Среди асинхронных машин коллекторными являются одно фазные двигатели малой мощности. Асинхронные машины применяются в основном в качестве двигателей. Машина постоянного тока по своему конструктивному вы полнению сходна с обращенной синхронной машиной, у кото рой обмотка якоря расположена на роторе, а обмотка воз буждения — на статоре. Большинство машин постоянного тока коллекторные. Они могут работать в качестве генерато ров или двигателей. По мощности электрические машины можно разделить на следующие группы: I группа - машины большой мощности: коллекторные машины мощностью более 200 кВт; синхронные генераторы мощностью более 100 кВт; синхронные двигатели мощностью более 200 кВт; асинхронные двигатели мощностью более 100 кВт при на пряжении более 1000 В. II группа - машины средней мощности: коллекторные машины мощностью 1...200 кВт; синхронные генераторы мощностью до 100 кВт, в том числе высокоскоростные мощностью до 200 кВт; асинхронные двигатели мощностью 1...200 кВт; асинхронные машины мощностью 1...400 кВт при напряже нии до 1000 В, в том числе двигатели единых серий от 0,25 кВт. К группе машин малой мощности относятся электрические машины, не входящие в первые две группы. 2. Асинхронные машины В схеме асинхронной машины и ее принципе действия есть сходство с трансформатором. Отличие заключается в том, что вторичная обмотка размещается, на вращающемся роторе и не связанa с внешней сетью. Она состоит из стержней, замкнутых накоротко, что соответствует двигателю с короткозамкнутым ротором, а в двигателях с фазным ротором она соединяется с внешними сопротивлениями. Обмотка статора равномерно распределена по его окружности. Обмотки фаз статора соединяются в звезду или в треугольник. 2.1 Асинхронные двигатели. Первая серия асинхронных электродвигателей (серия А) была разработана в 1946-1949 гг. Она состояла из семи габаритов в диапазоне мощностей от 0,6 до 100 кВт. В серии предусмотрены защищенные двигатели типа А и закрытые обдуваемые типа АО. Обозначения в данной серии следующие: Защищенное исполнение (оболочка чугунная — А, алюминиевая — АЛ). Закрытое обдуваемое исполнение (оболочка чугунная — АО, алюминиевая — АОЛ). Пример обозначения: АО31-4, А032-4, где цифры обозначают: 3 — габарит, или наружный размер статора; 1 и 2 — длина машины; 4 – число полюсов; Новая серия А2 была разработана в 1957 - 1959 гг. Серия состояла из девяти габаритов двигателей с высотами оси вращения от 90 до 280 мм, шкалы мощностей из 19 ступеней от 0,6 до 100 кВт. Для различных условий работы имеются модификации двигателей. По исполнению двигатели могут быть: химостойкие (Х), влагоморозостойкие (ВМ), сельскохозяйственные (СХ), с повышенным пусковым моментом (П); с повышенным скольжением (С); с фазным ротором (К). Электродвигатели с повышенным скольжением предназначены для привода механизмов с большими массами и неравномерным ударным характером нагрузки, с большой частотой пусков и реверсов. Многоскоростные электродвигатели предназначены для привода механизмов со ступенчатым регулированием частоты вращения и не имеют твердой шкалы мощностей. 2.2 Электродвигатели серии 4А Серия включает все двигатели общего назначения мощностью до 400 кВт напряжением до 1000 В. В серии повышена мощность двигателей при тех же высотах оси вращения на 2..3 ступени по сравнению с двигателями серии АО2 за счет применения новых материалов и рациональной конструкции. Впервые в мировой практике в серии были стандартизированы показатели надежности. Серия имеет модификации и специа лизированные исполнения. Пример обозначения типа двигателя: 4АН200М4УЗ, где 4 — номер серии, А — асинхронный, Н — степень защиты ( для закрытых двигателей обозначение не дается), далее может быть буква А, означающая алюминиевые станину и щиты, X — алюминиевая станина и чугунные щиты; если станина и щиты чугунные, никакого обозначения не дается, 200 - высота оси вращения, мм; М, S или L — условная длина станины. Далее возможны буквы А или В, обозначающие длину сердечника статора, 4 — число полюсов, У — для умерен ного климата, 3 — категория размещения. Специализированные исполнения двигателей по условиям окружающей среды: тропического исполнения Т, буква ставится после числа полюсов, например, 4A132S2T2, категории размещения 2 и 5; для районов с холодным климатом исполнения ХЛ, напри мер, 4A132S2XЛ2; химически стойкого исполнения X, например, 2А90L2ХУ5; сельскохозяйственного исполнения СХ, например, 4А160МСХУ2. Модификации двигателей: двигатели с повышенным пусковым моментом; с повышенным скольжением; многоскоростные, с фазным ротором, двигатели с встроенным электромагнитным тормозом. 2.3 Унифицированная серия асинхронных двигателей Интерэлектро (АИ). Разработаны и выпускаются различные модификации двигателей в зависимости от условий среды и назначения. Конструктивное исполнение машин обозначаются буквами IM с четырьмя цифрами. Буквы IM — первые буквы английских слов International Mounting, означающих монтаж по международным нормам. Первая цифра обозначает группу конструктивных исполнений: 1 – на лапах, с подшипниковыми щитами; 2 – на лапах, с фланцем на щите или щитах; 3 - без лап, с подшипниковыми щитами и с фланцем на одном щите; Вторая и третья цифры обозначают способ монтажа, четвертая — исполнение конца вала. Двигатели серии имеют ряд мощностей диапазоном от 0,025 до 400 кВт, ряд высот осей вращения — от 45 до 355 мм. Двигатели с высотами осей вращения до 71 мм выполняются на напряжение 380 В, остальные — 380 и 660 В при частоте 50 Гц, в экспортном исполнении — 60 Гц. 2.4 Обозначения двигателей серий АИ Пример базового обозначения АИР100М4: АИ – серия, Р – вариант увязки мощности с установочными размерами, 100 – высота оси вращения, М – длина корпуса по установочным размерам, 4 - число пар полюсов. Пример основного обозначения: АИРБС100М4НПТ2, где АИР100М4 — базовое обозначение, Б — закрытое исполнение с естественным охлаждением без обдува, С — с повышенным скольжением, Н — малошумные, П — с повышенной точностью установочных размеров, Т — для тропического климата, 2 — категория размещения. Пример полного обозначения: АИРБС100М4НПТ2 220/380 В, 60 IM2181, F100, где 60 — частота сети, IM2181 — исполнение во способу монтажа и концу вала, F100 — исполнение фланцевого щита. 3. Выбор электродвигателя Тип, мощность и частота вращения двигателя для данного механизма обычно известны по паспорту, установленного на нем двигателя, а если неизвестны, то потребная мощность двигателя рассчитывается по специальным формулам для каждого механизма. Частота вращения двигателя должна быть равна частоте вращения, необходимой для приводимого механизма, если их валы соединяются непосредственно, или должна быть больше потребной частоты вращения механизма с учетом уменьшения ее редуктором. Для выбора электродвигателя надо знать режим работы механизма и усло вия среды, в которой будут работать механизм. Режимы работы приводимых механизмов: S1 — номинальный режим работы, при котором двигатель работает достаточно длительно с номинальной мощностью при достижении установившейся температуры. S2 — кратковременный режим с длительностью периода неизменной номинальной нагрузки 10, 30, 60 и 90 мин. S3 - повторно-кратковременный режим с продолжительностью включения ПВ = 15, 25 и 60%, продолжительность 1цикла 10 мин. S4 — повторно-кратковременный с частыми пусками, с ПВ = 15, 25, 40 и 60%, с числом включений в час: 30, 60, 120 и 240 при коэффициенте инерции F =1,2; 1,6; 2; 2,5; 4; 6,3 и 10, где коэффициент инерции F — отношение момента инерции нагрузки к моменту инерции ротора двигателя. S5— повторно-кратковременный с частыми пусками и электрическим торможением с ПВ = 15, 25, 40 и 60%, с числом включений в час 30, 60, 120 и 240 при коэффициенте инерции F = 1,2; 1,6; 2; 2,5; 4. S6— перемежающийся, с ПВ = 15, 25, 40 и 60%, продол жительность одного цикла 10 мин. S7— перемежающийся с частыми реверсами при электрическом торможении, с числом реверсов в час 30, 60, 120 и 240 при коэффициенте инерции F — 1,2; 1,6; 2; 2,5; 4. S8— перемежающийся с двумя или более частотами вращения, с числом циклов в час 30, 60, 120 и 240 при коэффициенте инерции F = 1,2; 1,6; 2; 2,5 и 4.; Зная потребные мощность и частоту вращения двигателя, можно его выбрать по каталогу с ближайшей большей мощностью по сравнению с расчетной, но выбирать нужно из двигателей такого исполнения, которое соответствует условиям внешней среды и режиму работы механизма. Если нет двигателя в исполнении, соответствующем внешней среде, то приходится применять двигатель в нормальной исполнении, но тогда нужно принять меры для защиты его от влияния внешней среды (будка, навес,), при этом важно не нарушить нормального охлаждения двигателя при работе. 4. Монтаж двигателей Двигатель небольшой мощности, поступающий вместе с механизмом, обычно установлен на раме и соединен передачей с механизмом. Двигатели большой мощности для транспортировки снимаются и перевозятся отдельно. Для них также готово место на механизме или специальная рама, которая укрепляется болтами, приваривается и заливается бетоном. Монтаж двигателя в таких случаях заключается в установке его на подготовленное место. При этом двигатель укрепляется, присоединяется к механизму через имеющуюся передачу и присоединяется к электрической сети. Остальные работы выполняются при наладке. При монтаже двигателя прежде всего обращается внимание на положение осей валов двигателя и механизма. Если валы соединяются непосредственно, то их оси должны лежать на одной линии. Это лучше всего проверить по положению торцовых частей полумуфт: если они параллельны, то оси лежат на одной линии, при этом также должны совпадать боковые части полумуфт. Положение оси двигателя при креплении его на лапах можно регулировать подкладками под лапы около болтов крепления. При фланцевом креплении двигателя правильное положение осей обеспечивается равномер ной затяжкой болтов крепления. 5. Замена двигателей 6. Подготовка двигателя к включению в сеть и к работе После монтажа нового двигателя производится его подготовка к включению с целью выявления неисправностей и дефектов монтажа не только двигателя, но и связанного с ним электрического и механического оборудования. При подготовке двигателя к включению и к работе производится: внешний осмотр; проверка схемы соединения обмоток; измерение сопротивления изоляции; пробный пуск двигателя; проверка работы двигателя на ХХ и под нагрузкой; 6.1 Внешний осмотр. При внешнем осмотре проверяются: соответствие данных паспорта электродвигателя проекту, механизму и условиям окружающей среды; отсутствие механических повреждений корпуса, коробки выводов, вентилятора; отсутствие повреждений подводящих проводов (наруше ний изоляции, обрывов и изломов); возможность вращения вала от руки (для маломощных), отсутствие заеданий и торможений; Если ротор двигателя не вращается, то нужно отсоединить механизм, так как причина может быть в нем. Если ротор двигателя, отсоединенного от механизма, не вращается, то это означает, что он заклинен. Заклинивание может произойти при падении двигателя при неосторожной погрузке или разгрузке, от ржавчины в воздушном зазоре между статором и ротором в результате хранения в условиях повышенной влажности, от ржавчины в подшипниках при пло хой смазке и наличии сырости. При заклинивании ротора дви гатель должен быть разобран, найдена и устранена причина заклинивания; наличие заземляющих проводников от электродвигателя до места присоединения к сети заземления; 6.2 Проверка схемы соединения обмоток. Большинство двигателей в коробках зажимов имеют 6 выводов, соответствующих началам и концам их фазных об моток. Обычно выводы всех фаз обмотки статора двигателе рас положены в коробке зажимов согласно рис. 1, а. Такое расположение дает возможность получить соединение фазных обмоток статора в звезду при соединении горизонтально перемычками нижних зажимов и в треугольник при соединении вертикальных пар зажимов. 6.3 Измерение сопротивления изоляции Величина сопротивления изоляции электродвигателя согласно ПУЭ не нормируется, но в стандарте указано, что величина сопротивления изоляции электрических машин должна быть не менее 1 кОм на 1В номинального напряжения машины. 6.4 Пробный пуск двигателя Электродвигатель включают на 2..3 с. и проверяют: направление вращение; работу вращающихся частей двигателя и механизма; действие пусковой аппаратуры и системы охлаждения; При любых признаках неисправности электрической или механической части двигатель останавливается и неисправности устраняются. Нужное направление вращения механизма обозначается стрелкой. Проверка двигателя на холостом ходу и под нагрузкой. Проверка двигателя на холостом ходу производится при расцепленной полумуфте 1 час. При этом проверяется нагрев и работу подшипников, корпуса двигателя, наличие вибрации, биения, стуков и посторонних шумов. Все выявленные замечания устраняют. После проверки двигателя на ХХ начинается его проверка под нагрузкой. При нормальной работе двигателя далее начинается его обкатка с механизмом. При этом прирабатываются подвижные детали механизмов, проверяется нагрев, выявляются его слабые места. Обкатка вместе с механизмом не менее 8 часов. Режим обкатки определяется механиками, производившими монтаж технологического оборудования. 7. Способы пуска в ход АД 7.1 Схемы пуска двигателей в ход должны предусматривать создание большого пускового момента при небольшом пусковом токе и, следовательно, при небольшом падении напряжении при пуске. При этом может потребоваться плавный пуск или повышенный пусковой момент. На практике применяются следующие способы пуска: непосредственное присоединение к сети – прямой пуск; понижение напряжение при пуске; включение сопротивления в цепь ротора в двигателях с фазным ротором; Электродвигатели подключаются к РУ одним из сл. способов (рис. 1) 7.2 Прямой пуск применяется для двигателей с короткозамкнутым ротором. Для этого они проектируются так, чтобы пусковые токи, протекающие в обмотке статора, не создавали больших механических усилий в обмотках и не приводили к их перегреву. Но при прямом пуске двигателей большой мощности в сети могут возникнуть недопустимые, более 15%, падения напряжения, что приводит к неустойчивой работе пусковой аппаратуры. Такие явления могут возникать в маломощной сети. Все элементы управления – кнопки SВТ (стоп) и SВС (пуск), контакты электротепловых реле КК1 и КК2, катушка магнитного пускателя КМ – образуют одну цепь, включенную между фазами А и С. Для включения эл. двигателя М нажимают кнопку SВС, замыкающую цепь катушки магнитного пускателя КМ, который включается, замыкает свои силовые контакты и вспомогательный контакт, шунтирующий кнопку SВС. Этим обеспечивается удержание магнитного пускателя во включенном положении после отпускания S2. Для отключения – нажимают на SВТ, размыкающую цепь катушки магнитного пускателя КМ, он отключается, размыкая свои силовые контакты, двигатель идет на останов. При перегрузе двигателя срабатывают электротепловые реле КК1, КК2, которые размыкают цепь управления, катушка магнитного пускателя обесточивается, КМ отключается. При КЗ в двигателе, на выводах его или питающей цепи после автоматического выключателя, последний отключается, двигатель идет на останов. 7.3 Прямой пуск двигателя в маломощной сети. В маломощной сети условия пуска двигателя ухудшаются для самого двигателя, ухудшается работа уже включенных двигателей и ламп накаливания, поэтому должны быть ограничения по мощности двигателя в зависимости от вида нагрузки сети и количества пусков двигателя. Существуют следующие ограничения мощности двигателя. Трансформатор, питающий чисто силовую цепь: 20% мощности трансформатора при частых пусках; 30% мощности трансформатора при редких пусках; Трансформатор имеет смешанную нагрузку: 4% мощности трансформатора при частых пусках; 8% мощности трансформатора при редких пусках; 7.4 Пуск при пониженном напряжении. Этот способ пуска применяется для двигателей средней и большой мощности при ограниченной мощности сети. 7.4.1 Переключение обмотки статора двигателя с пусковой схемы Y на рабочую схему Δ. Обмотки двигателя могут соединяться звездой или треугольником. Тип соединения определяет соотношения между напряжением на зажимах двигателя и напряжением на фазах его обмотки, то есть номинальных напряжением двигателя. Как известно, при соединении Δ напряжение линейное и фазное равны, а при соединении звездой линейное напряжение больше фазного в √3 раз. Двигатель может иметь в коробке зажимов 3 или 6 концов. При наличии 6 концов возможно соединение двигателя Y или Δ. 7.4.2 Схема с пусковым реактором имеет два выключателя, один из которых шунтирует реактор в момент окончания процесса пуска двигателя. Реактор служит для ограничения снижения напряжения на сборных шинах или для обеспечения необходимого уровня напряжения на линейных выводах двигателя при пуске. 7.4.3 Схема блока трансформатор-двигатель. В настоящее время еще не все типы двигателей выпускаются на напряжение 10 кВ. Поэтому для подключения отдельного двигателя, изготавливаемого на напряжение 6 кВ, для подключения к сети 10 кВ используется индивидуальный понижающий трансформатор 10/6 кВ. 7.4.4 Пуск двигателя с фазным ротором. Двигатель имеет контактные кольца, которые позволяют включать в цепь ротора при пуске добавочные сопротивления. В начале пуска включены все ступени сопротивления, при этом получается наибольший пусковой момент. По мере разгона двигателя до номинальных оборотов добавочные сопротивления отключаются, далее работа двигателя происходит при номинальной частоте вращения и номинальном моменте. Неисправности и отказы эл. машин Ежегодно на долю Эл. двигателей приходится до 25-30% общего числа повреждений эл. оборудования. Механические повреждения, к которым относится поломка вала, разрушение соединения вала ротора с магнитопроводом, разрыва сварных швов, износ и дефекты подшипников обычно составляют не более 5-15% неисправностей двигателя, причем значительная их часть относится к двигателям, работающим с резкопеременной нагрузкой на валу, в условиях повышенной вибрации и тряски, при низкой температуре. Основным же видом неисправности так или иначе связаны с нарушением изоляции обмоток статора и ротора. Причины возникновения повреждения изоляции весьма многообразны. Одни из них связаны с имеющимися врожденными или приобретенными в процессе эксплуатации, во время ремонта или при монтаже дефектами самой изоляции, другие – с внешними электрическими воздействиями. Табл. 1 Неисправность Причина Устранение I. Общие неисправности и отказы Разрушение фланцев Трещины различного происхождения; Вибрация приводимого механизма; По возможности заварить сваркой; Балансировка механизма; Разрушение лап в местах их присоединения к корпусу 1. Вибрация приводимого механизма; Балансировка механизма; Разрушение подшипниковых щитов в местах их крепления 1. Вибрация приводимого механизма; Балансировка механизма; Разрушение гнезд с резьбой в статоре Перекосы при затягивании винтов крепления щитов Заваривание сваркой или замена статора; Ослабление крепления подшипника в гнезде щита Износ гнезда или проворачивание внешнего кольца подшипника Проточка посадочного места под распорную втулку или замена щита Машина не вращается 1. Нет напряжения на двигателе; 2. Заклинен приводимый механизм; 3. Заклинен двигатель по причинам: - ржавчина в расточке - ржавчина в подшипниках, старая смазка или он развалился - нарушение центровки валов машины и механизма - замерзла вода при конденсации пара в зазорах вращающихся деталей 4. Расцепилась (разрушилась) полумуфта Выявить причину отсутствия напряжения и устранить; Устранить заклинивание; Разобрать двигатель, почистить внутреннюю поверхность статора и внешнюю поверхность ротора; Промыть подшипники, заменить смазку или заменить их; Центровать механизм и двигатель; Отогреть и просушить; Заменить или сообщить полумуфту; Двигатель не развивает нормальных оборотов, нагревается 1. Перегрузка двигателя; 2. Вышел из строя подшипник; Устранить перегрузку приводимого механизма; Заменить подшипник; Перегрев обмотки статора Нарушение охлаждение двигателя Наладить вентиляцию машины: проверить исправность вентилятора, наличие свободного доступа воздуха; наличие и давление охлаждающей воды; Перегрев части обмотки, двигатель гудит, запах гари и дыма Витковое замыкание, КЗ между фазами или на корпус Двигатель - в капитальный ремонт; После пуска двигателя ощущается напряжение на корпусе двигателя 1. Голые токоведущие части касаются деталей двигателя; 2. Снижено до нуля сопротивление изоляции обмотки двигателя; Осмотреть коробку зажимов и лобовые части обмотки, устранить замечания; Восстановить изоляцию; Сильная вибрация двигателя 1. Вибрация колеса турбомашины (вентилятора, дымососа), т.е. приводимого насоса; 2. Плохое крепление двигателя к раме или к рабочему механизму; Произвести балансировку рабочего колеса турбомашины; Закрепить двигатель; При работе двигателя слышен шум высокого тона 1. Проворачивание бочки ротора относительно вала; 2. Неисправен подшипник; 3. Задевание ротора за ослабленный клин в пазу статора; При возможности устранить проворачивание или заменить ротор, или отправить двигатель в капит. ремонт; Заменить подшипник; Сделать переклиновку; Сгорание (обугливание) изоляции обмотки статора 1. Мала мощность двигателя; 2. Машина плохо охлаждается по следующим причинам: - на двигателе нет вентилятора, предусмотренного конструкцией; - двигатель захламлен; воздушные окна в грязи; - малый расход охлаждающей воды через двигатель; - двигатель подвергается постороннему нагреву; 3. выпадение части клина из паза статора, обмотка вышла из паза и ротор задевает за обмотку; 4. Осевой сдвиг ротора относительно статора; 5. Вал двигателя упирается в вал рабочей машины или в вал редуктора; Установить двигатель соответствующей мощности; Установить вентилятор; Расчистить двигатель для свободного доступа воздуха; Отрегулировать расход воды; Принять меры для изоляции двигателя от источника нагрева; Двигатель отправить в капитальный ремонт; Двигатель отправить в капитальный ремонт; Устранить неисправность путем создания соответствующего зазора между валами; I I. Неисправности подшипников качения: Подшипник перегревается, в нем слышен ненормальный шум 1. Подшипник и смазка загрязнены; 2. В подшипнике избыток смазки; 3. Подшипник изношен; 4. Сильно натянут ремень передачи; 5. Нарушена центровка двигателя и механизма; Удалить старую смазку, промыть в бензине, заложить новую смазку; Уменьшить количество смазки; Заменить подшипник; Отрегулировать натяжение ремня; Центровать механизм и двигатель; I I I. АД: Двигатель не запускается – нет вращения; 1. Не включается пускатель; 2. К двигателю не подходит 2 или 3 фазы; 3. Вышла из строя обмотка статора; Найти и устранить причину; Найти причину отсутствия напряжения, измеряя напряжение на питающем кабеле, начиная от пускателя; Заменить статор или весь двигатель; Двигатель не отключается; Не отключается пускатель или другой пусковой аппарат; Сгорела катушка пускателя, перекос в механизме свободного расцепления автомата, пригорели контакты; Двигатель не вращается и ненормально гудит; 1. Не подходит одна фаза питающего напряжения; 2. Обгорел зажим в ко робке двигателя; 3. При наличии и неисправности электрического тормоза в механизме двигатель заторможен; Проверить наличие напряже ния в питающих проводах, начиная с выхода пускателя; Разобрать, почистить и снова собрать зажим; Проверить состояние тормоза, и если он включен из-за механических неисправностей или не отключается при вклю чении двигателя, устранить неисправности; Двигатель не раз вивает нормальные обороты; 1. Витковое замыкание в обмотке двигателя; 2. Сгорел предохранитель высокого напряжения перед трансформатором, питающим сеть; Заменить статор или двигатель; Измерить напряжение в сети, и если оно ненормально, сообщить персоналу сетей ВН; Двигатель работает неустойчиво; Пускатель включается неустойчиво и искрит; Отревизировать пускатель; Двигатель делает рывок и останавливается Слабое нажатие контактов пускателя; Устранить неисправность в цепи катушки пускателя или в его магнитной системе; IV. Синхронные машины Перегрев в активной стали статора при нормальной нагрузке. Генератор работает с повышенным напряжением; Генератор вращается с пониженной частотой (понижена частота вращения первичного двигателя) Понизить напряжение регулятора напряжения; Повысить частоту вращения первичного двигателя; Перегрев обмотки возбуждения. 1. Генератор работает при повышенном напряжении или при пониженной частоте вращения; 2. Генератор работает при пониженном коэффициенте мощности, т. е. при большой реактивной мощности, поэтому увеличен ток возбуждения; Отрегулировать напряжение или частоту вращения первичного двигателя; Принять меры к увеличению коэффициента мощности (увеличить загрузку двигателей, получающих энергию от генератора, не допускать их работу вхолостую). Отсутствие напряжения при ХХ генератора Возбудитель не дает возбуждения; Устранить неисправность возбудителя. Возбудитель дает напряжение, но в цепи возбуждения нет тока Обрыв или нарушения контакта в цепи возбуждения. Устранить неисправность, проверив целостность цепи возбуждения. При ХХ генератора нет напряжения в одной из фаз. Обрыв в одной фазе обмотки статора при соединении Y или в двух фазах при соединении Δ. Проверить места соединения обмоток или в капитальный ремонт отправить двигатель. V. Машины постоянного тока: Искрение щеток. 1. Щетки установлены неправильно. 2. Щеткодержатель установлен неправильно. 3. Щетки износились. 4. Щетки прижаты к коллектору сильно или слабо. 5. Щетки данного типа не соответствуют машине. 6. Установлены щетки разных типов. 7. Повышенная вибрация щеточного аппарата. Установить щетки согласно инструкции на машину. Установить щеткодержатель согласно инструкции. Заменить щетки. Отрегулировать нажатие щеток. Поставить щетки соответствующего типа. Установить щетки одного типа. Устранить вибрацию щеточного аппарата. Щетки искрят, генератор плохо возбуждается, двигатель плохо идет в ход, обмотки якоря местами нагреваются. 1. Некоторые соединения пластины коллектора соединены медью заусениц при обточке коллектора. 2. То же со стороны обмотки от припоя, оставшегося после пайки. 3. Витковые замыкания в одной или нескольких якорных катушках Удалить заусеницы, продорожив коллектор, затем его отшлифовать стеклянной наждачной бумагой. Удалить припой. Заменить катушки. При ХХ искрения щеток нет, с ростом нагрузки искрение сильно увеличивается. 1. Неправильное расположение щеток. 2. Неисправен щеточный аппарат. 3. Главные и дополнительные полюса чередуются неправильно. 4. Неправильная полярность главных и дополнительных полюсов. Щетки расположить в соответствии с инструкцией. Устранить неисправности щеточного аппарата. Сделать правильное чередование полюсов. Установить правильную полярность полюсов. Неустойчивое, иногда пропадающее искрение при нагрузке. Слабый контакт в щеточном аппарате. Проверить контакты щеточного аппарата. Щетки искрят, почернение коллекторных пластин, находящихся на определенном расстоянии др. от др. 1. Слаб контакт в соединениях между обмоткой и коллектором. 2. Отдельные пластины коллектора выступили или запали. Проверить соединения. Обточить коллектор. Щетки искрят, почернение каждой второй или третьей пластины коллектора. 1. Ослабла затяжка коллектора. 2. Выступает изоляция между пластинами коллектора. Затянуть и обточить коллектор. Продорожить (углубить) коллектор на 1,5…2 мм. Щетки искрят при отсутствии вышеуказанных причин. 1. Если машина нагревается нормально, то причина в большом износе коллектора. 2. При повышенном нагреве якоря причина в перегрузке машины. Заменить коллектор. Устранить перегрузку двигателя; Щетки искрят, вибрируют, на коллекторе следы обгорания. 1. Вибрация машины. 2. Коллектор неровный. Устранить вибрацию. Проточить коллектор. Легкое круговое искрение, искры между щетками. Коллектор загрязнен от смазки машины или от мягких щеток. Протереть коллектор от грязи и отшлифовать стеклянной наждачной бумагой. Заменить щетки на твердые. Круговой огонь по коллектору. 1. Установлены мягкие щетки. 2. Короткое замыкание во внешней сети. Заменить щетки. Устранить замыкание. Генератор не возбуждается. 1. У генератора нет остаточного магнетизма. 2. Щетки установлены неправильно. 3. Замыкание в катушках обмотки возбуждения. 4. КЗ или обрыв в обмотке якоря. Намагнитить машину от постороннего источника тока. Щетки установить по инструкции. Заменить неисправные катушки. Машину отправить в капитальный ремонт. Напряжение генератора ниже номинального. Частота вращения Г ниже номинальной. Замыкание в параллельной обмотке возбуждения. Повысить частоту вращения двигателя, приводящего во вращение Г. Заменить обмотку. Напряжение Г сильно падает при нагрузке. Понижается частота вращения двигателя, приводящего во вращение Г. Найти и устранить причину уменьшения частоты вращения двигателя при нагрузке Г. Генератор дает повышенное напряжение при ХХ и при нагрузке. 1. Частота вращения выше номинальной. 2. Сопротивление регулятора возбуждения недостаточно. Отрегулировать частоту вращения двигателя. Отрегулировать величину сопротивления регулятора возбуждения. Повышение напряжения Г при его включении в сеть. Замыкание на корпус в регуляторе возбуждения. Устранить замыкание или заменить регулятор. Двигатель не вращается, в обмотке якоря нет тока 1. Нет тока из сети. 2. Обрыв в пусковом реостате или в питающих проводах. 3. Обрыв в обмотке якоря. Проверить положение включающих аппаратов, наличия напряжения в сети, пусковой реостат и провода. Устранить неисправность или заменить якорь Двигатель не идет в ход при нагрузке. Без нагрузки при разворачивании от руки развивает большую частоту вращения. 1. Обрыв или плохой контакт в цепи возбуждения. 2. Замыкание в катушке параллельного возбуждения. 3. Замыкание на корпус в той же катушке. 4. Обрыв или витковое замыкание в обмотке якоря. Найти неисправность и устранить. Ремонт или замена катушки. Ремонт или замена катушки. Ремонт обмотки или замена якоря. Частота вращения двигателя превышает номинальную при номинальном напряжении. 1. Щетки сдвинуты с нейтрали против направления вращения двигателя. 2. Велико сопротивление регулятора возбуждения. 3. Витковое замыкание в параллельной катушке обмотки возбуждения. Установить щетки согласно инструкции. Отрегулировать величину сопротивления. Ремонт или замена катушки. Частота вращения двигателя ниже номинальной при номинальном напряжении. 1. Щетки сдвинуты с нейтрали по направлению вращения двигателя. 2. Мало сопротивление регулятора возбуждения. Установить щетки согласно инструкции. Отрегулировать величину сопротивления. 1. Реферат Место и роль Афганистана в мировой геополитике 2. Реферат Універсали Центральної Ради 3. Реферат Метод газовой хроматографии 4. Контрольная работа на тему Франкское государство 2 5. Реферат Физическая культура как общественное явление, ее формы и функции 6. Статья на тему Незаметный герой священник в армии 7. Реферат на тему Влияние спорта на сердечнососудистую систему 8. Реферат Аргонавты западной части Тихого океана 9. Сочинение Любимый персонаж - моя Лариса Огудалова 10. Реферат Понятие и признаки желчекаменной болезни Bukvasha Правила Контакты